Пятницкое шоссе, 55А
стоимость работ
Работаем с Пн-Вс круглосуточно
Типовая инструкция поконтролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин итрубопроводов тепловых электростанций (далее — ТИ) регламентирует требования кконтролю и определению состояния металла основных элементов теплосиловогооборудования действующих энергоустановок в целях обеспечения их надежной ибезопасной эксплуатации.
Положения ТИ подлежатобязательному применению независимо от форм собственности и подчинения напредприятиях отрасли «Электроэнергетика» и на предприятиях, в составе(структуре) которых находятся тепловые электростанции (ТЭС).
Контроль за выполнениемтребований ТИ осуществляет Госгортехнадзор России.
Научно-техническоеруководство по контролю, диагностированию и созданию информационной системыслужебных характеристик металла, а также по прогнозированию и управлениюресурсом оборудования ТЭС осуществляет РАО «ЕЭСРоссии» через отраслевые экспертные организации, которые должны привлекаться кработам, указанным в ТИ.
Термины и определения,применяемые в настоящем руководящем документе, приведены в приложении 1.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящая ТИрегламентирует порядок, включая методы, периодичность и объем,эксплуатационного контроля тепломеханического оборудования ТЭС в пределахпаркового ресурса, а также устанавливает критерии оценки работоспособностиосновных элементов этого оборудования и порядок продления сроков егоэксплуатации сверхпаркового ресурса.
Перечень контролируемыхэлементов, методы, объемы и сроки проведения контроля приводятся в разд. 3, акритерии оценки состояния металла — в разд. 6.
ТИ распространяется накотлы, турбины и трубопроводы пара и горячей воды энергоустановок, работающих сноминальным давлением пара выше 4,0 МПа.
1.2. Контроль и диагностикапроводятся в целях оценки состояния и возможности дальнейшей эксплуатацииметалла элементов и деталей теплоэнергетического оборудования для обеспеченияих надежной эксплуатации до момента проведения очередного контроля или замены.
Элементы оборудованиясчитаются пригодными к дальнейшей эксплуатации, если по результатам контроляокажется, что состояние основного и наплавленного металла удовлетворяеттребованиям настоящей ТИ и другой действующей нормативно-техническойдокументации.
1.3. Контроль металлапроводится лабораториями или службами металлов АО-энерго, АО-электростанций,ремонтных организаций или иных привлеченных организаций, аттестованных вустановленном порядке.
Контроль роторов паровыхтурбин проводится лабораториями или службами металлов организаций — владельцевоборудования, ремонтными и иными организациями, аттестованными в установленномпорядке.
1.4. Контроль проводится восновном во время плановых остановов оборудования. Допускается смещение сроковконтроля оборудования в большую или меньшую сторону на 5 % паркового ресурсаоборудования, указанного в разд. 3 настоящей ТИ.
Решение о смещении сроковконтроля для оборудования, не отработавшего парковый ресурс, принимаетсяруководителем организации — владельца оборудования.
Решение о смещении сроковконтроля в большую сторону для оборудования, отработавшего парковый ресурс,принимается руководителем организации — владельца оборудования и попредставлению специализированной организации утверждается РАО «ЕЭС России».
1.5. При достижениипаркового ресурса элементы и детали тепломеханического оборудования допускаютсяк дальнейшей эксплуатации при положительных результатах техническогодиагностирования.
Порядок организации контроляоборудования и продления срока его службы за пределами паркового ресурсаприведен в разд. 4настоящей ТИ, номенклатура и объемы типового контроля — в разд. 3.
1.6. Для проведения контроляв процессе эксплуатации проектными организациями и изготовителями оборудованиядолжны быть предусмотрены площадки, съемная изоляция, реперы и т.д.
1.7. Владелец оборудованиядолжен организовать учет температурного режима работы металлатеплоэнергетического оборудования и систематическую обработку суточных графиковтемпературы пара за каждым котлом и в паропроводах. По всем паропроводам стемпературой пара 450 °С и выше должны учитываться продолжительность и значенияпревышения температуры пара на каждые 5°С сверх номинальной. Учет продолжительности (в часах) эксплуатациипаропроводов следует проводить по каждому участку, в том числе на РОУ, БРОУ ит.д.
1.8. Ответственность за выполнение контроля металла вобъеме и сроки, указанные в настоящей ТИ, возлагается на руководителяорганизации — владельца оборудования.
Решение о допуске оборудования электростанций кэксплуатации в пределах паркового ресурса принимает технический руководительорганизации-владельца.
1.9. Возможность эксплуатации ответственных элементови деталей энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов,пароперегревателей, коллекторов котлов, главных паропроводов, корпусовцилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) при неудовлетворительныхрезультатах контроля металла определяется специализированной организацией.
Решение о дальнейшей эксплуатации энергооборудованияпринимается организацией — владельцем оборудования.
1.10. Возможность дальнейшей эксплуатацииответственных элементов и деталей энергооборудования (гибов трубопроводов,барабанов, пароперегревателей, коллекторов котлов, главных паропроводов,корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) после выработки имипаркового ресурса определяется специализированными организациями, имеющими лицензиюГосгортехнадзора России на экспертизу промышленной безопасности. Заключениеэкспертизы промышленной безопасности на оборудование, подконтрольноеГосгортехнадзору России, утверждается территориальными органамиГосгортехнадзора России.
Решение о продлении эксплуатации оборудованияутверждается РАО «ЕЭС России».
1.11. На основании настоящей ТИ допускается разработкаместных производственных инструкций по контролю металла оборудованияэлектростанции, которые в части объема и периодичности контроля могут отличатьсяот нее. Эти инструкции подлежат пересмотру не реже одного раза в пять лет. Инструкциисогласовываются с РАО «ЕЭС России» и Госгортехнадзором России.
1.12. Новые методы исредства контроля, технического диагностирования металла оборудования могут использоватьсяна электростанциях после рассмотрения РАО «ЕЭС России» и принятия решения об ихприменении на основании заключения специализированной организации. Решение РАО«ЕЭС России» о допуске новых методов и средств контроля на оборудовании,подконтрольном Госгортехнадзору России, согласовывается с ГосгортехнадзоромРоссии.
1.13. Решение о порядкеконтроля и продления срока службы элементов оборудования, изготовленных изновых отечественных сталей или сталей иностранного производства, готовится РАО«ЕЭС России» на основании заключения специализированной организации исогласовывается с Госгортехнадзором России.
1.14. Изменения в настоящуюТИ вносятся совместным решением Госгортехнадзора России и РАО «ЕЭС России» наосновании предложений специализированных организаций.
1.15. Допускаетсякорректировка объемов, методов и номенклатуры контроля состояния оборудованияпри ремонте или техническом перевооружении оборудования ТЭС РАО «ЕЭС России».Решение о корректировке принимается РАО «ЕЭС России» и согласовывается сГосгортехнадзором России.
По турбоагрегатам итурбинному оборудованию РАО «ЕЭС России» вносит изменения в номенклатуру иобъемы контроля металла и методики продления срока службы без согласования сГосгортехнадзором России.
1.16. Результаты контроля,полученные в соответствии с требованиями предыдущей редакции ТИ, могутиспользоваться при определении возможности дальнейшей работы оборудования имогут быть оформлены в табличной форме как предыдущей, так и настоящей ТИ(приложения 2- 7).
2. ПАРКОВЫЙ РЕСУРС ЭЛЕМЕНТОВТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
В данном разделе приводятся значения паркового ресурсаосновных элементов энергооборудования.
Парковый ресурс — наработка однотипных по конструкции,маркам стали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетическогооборудования, в пределах которой обеспечивается их безаварийная работа присоблюдении требований действующей нормативной документации.
Парковый ресурс не является предельным срокомэксплуатации.
Возможность и условия эксплуатации энергетическогооборудования сверхпаркового ресурса устанавливаются РАО «ЕЭС России» наосновании заключения специализированной организации.
2.1. Котлы
2.1.1. Значения паркового ресурса коллекторов котлов взависимости от расчетных параметров эксплуатации и примененных марок сталиприведены в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Марка стали коллектора котла
Расчетнаятемпература пара в коллекторе, °С
Парковыйресурс коллекторов котла, тыс. ч
12МХ
£ 510
300
12МХ
511 -530
250
15ХМ
£ 530
300
12Х1МФ
£ 545
200
12Х1МФ
>545
150
15Х1М1Ф
£ 545
200
15Х1М1Ф
>545
150
2.1.2. Парковый ресурс прямых участков и гибовпаропроводов и пароперепускных труб в пределах котлов и турбин равен парковомуресурсу прямых участков и гибов станционных паропроводов, эксплуатирующихся притаких же номинальных параметрах пара.
2.1.3. Парковый ресурс труб поверхностей нагреваустанавливается лабораторией или службой металлов владельца оборудования илиспециализированной организацией.
2.1.4. Парковый ресурс барабанов из стали 22К и 16ГНМАсоставляет 300 тыс. ч для однобарабанных котлов и 250 тыс. ч для двухбарабанныхкотлов и барабанов из сталей других марок. Парковый ресурс барабанов, имеющихповрежденность на уровне показателей п. 2.3 Инструкции [1], корректируетсяв соответствии с табл. 2.1 Инструкции [1].
2.2. Турбины
2.2.1. Значения паркового ресурса турбин в зависимостиот параметров их эксплуатации и мощности, а также завода-изготовителя приведеныв табл. 2.2.
Таблица 2.2
Организация-изготовитель
Давлениесвежего пара, МПа
Мощность,МВт
Парковыйресурс турбин
тыс.ч
количествопусков
тмз
9 именее
50 именее
270
900
13 -24
50 -250
220
600
лмз
9 именее
100 именее
270
900
13 -24
50 -300
220
600
24
500 -1200
100
300
НПО Турбоатом
9 именее
50 именее
270
900
13
160
200
600
24
300
170
450
24
500
100
300
Турбины с температурой свежего пара на входе менее 450°С, а также элементы ЦСД турбин без горячего промперегрева паркового ресурса неимеют.
Парковый ресурс турбин,элементы которых работают в условиях ползучести, определяется наработкой иликоличеством пусков турбины; оба параметра действуют независимо.
Парковый ресурс турбин, невошедших в табл. 2.2, приравнивается к значению расчетногоресурса, указанного в паспорте оборудования. При отсутствии этих данных следуетобращаться в организацию-изготовитель.
2.3. Крепеж
Парковый ресурс крепежаарматуры и разъемов турбин в зависимости от номинальных параметров их эксплуатациии примененных марок стали приведен в табл. 2.3.
Таблица 2.3
Марка стали крепежа
Номинальнаятемпература пара, °С
Парковыйресурс крепежа арматуры и разъемов турбин, тыс. ч
ЭИ723
£ 525
200
ЭИ723
> 525
100
ЭП182
£ 560
220
ЭП44
£ 545
220
ЭП44
>545
100
ЭИ10
£ 510
270
ЭИ993
£ 560
220
2.4. Паропроводы
В табл. 2.4приведены значения паркового ресурса паропроводов и их основных элементов взависимости от типоразмеров паропроводов, номинальных параметров пара и марокстали.
Таблица 2.4
№п/п
Марка стали
Типоразмер паропровода, мм
Номинальные параметры пара
Парковый ресурс основных элементов паропровода, тыс. ч
Парковый ресурс паропровода в целом, тыс. ч
Dн
S
R
Т,°С
р, МПа
Прямые трубы
Гибы труб
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
15Х1М1Ф
980
40
4500
545
3,9
400
100
100
2
15Х1М1Ф
720
25
2500
545
3,9
300
150
150
3
15Х1М1Ф
630
25
2300
545
3,9
400
270
270
4
15Х1М1Ф
465
75
2100
545
25,5
175
110
110
5
15Х1М1Ф
426
16
1700
565
2,2
400
250
250
6
15Х1М1Ф
377
60
1500
545
25,5
150
100
100
7
15Х1М1Ф
377
50
1500
560
14
300
250
250
8
15Х1М1Ф
377
45
1500
560
14
250
200
200
9
15Х1М1Ф
377
45
1500
550
13
300
250
250
10
15Х1М1Ф
377
45
1500
545
14
300
250
250
11
15Х1М1Ф
377
43
1500
560
14
200
150
150
12
15Х1М1Ф
377
43
1500
550
13
300
250
250
13
15Х1М1Ф
377
40
1500
545
14
300
240
240
14
15Х1М1Ф
325
60
1370
545
25,5
320
250
250
15
15Х1М1Ф
273
50
1000
550
25,5
250
200
200
16
15Х1М1Ф
273
45
1000
545
14
400
350
350
17
15Х1М1Ф
273
36
1000
560
14
300
250
250
18
15Х1М1Ф
273
36
1000
545
14
400
300
300
19
15Х1М1Ф
273
35
1000
565
14
300
220
220
20
15Х1М1Ф
273
34
1000
545
14
400
300
300
21
15Х1М1Ф
273
32
1000
545
14
300
250
250
22
15Х1М1Ф
273
32
1000
540
10
400
350
350
23
15Х1М1Ф
273
26
1000
510
10
400
350
350
24
15Х1М1Ф
273
16
1000
510
10
300
200
200
25
15Х1М1Ф
245
45
1000
560
25,5
175
110
110
26
15Х1М1Ф
245
45
1000
550
25,5
300
200
200
27
15Х1М1Ф
245
45
1000
545
25,5
300
250
250
28
15Х1М1Ф
245
32
1000
545
14
400
300
300
29
15Х1М1Ф
219
26
850
545
14
300
250
250
30
15Х1М1Ф
219
26
850
540
10
400
350
350
31
15Х1М1Ф
219
25
850
565
14
150
100
100
32
15Х1М1Ф
219
25
850
545
14
300
250
250
33
15Х1М1Ф
219
24
850
545
14
300
250
250
34
15Х1М1Ф
219
24
850
540
10
400
350
350
35
15Х1М1Ф
219
22
850
510
10
400
380
350
36
15Х1М1Ф
194
38
750
560
25,8
250
200
200*
* Здесь и далее знак * означает «Паропроводы,для которых необходимо определить возможность дальнейшей эксплуатации, еслиранее для них она не была определена».
37
15Х1М1Ф
194
36
750
545
25,5
300
250
250
38
15Х1М1Ф
194
20
750
545
14
250
170
170
39
15Х1М1Ф
168
32
700
550
24
300
250
250
40
15Х1М1Ф
159
30
650
545
25,5
300
250
250
41
15ХМ
325
40
1370
510
10
400
350
350
42
15ХМ
325
34
1370
510
10
400
350
350
43
15ХМ
325
30
1370
510
10
350
300
300
44
15ХМ
273
40
1000
510
10
400
350
350
45
15ХМ
273
35
1000
510
10
400
350
350
46
15ХМ
273
30
1000
510
10
400
350
350
47
15ХМ
273
28
1000
510
10
400
320
320
48
15ХМ
273
26
1000
510
10
350
300
300
49
15ХМ
245
40
1000
510
10
400
350
350
50
15ХМ
219
22
850
510
10
350
320
320
51
15ХМ
194
20
750
510
10
400
350
350
52
15ХМ
194
18
750
510
10
350
300
300
53
15ХМ
168
19
700
510
10
400
350
350
54
12Х1МФ
630
28
2300
560
3,9
300
120
120*
55
12Х1МФ
525
45
2500
510
10
400
400
400
56
12X1МФ
465
20
2100
560
2,85
300
250
250
57
12Х1МФ
465
20
2100
545
3,9
300
250
250*
58
12Х1МФ
465
20
2100
545
3,2
300
250
250
59
12Х1МФ
465
19
2100
545
2,8
350
300
300
60
12Х1МФ
465
19
2100
545
4,2
300
130
130*
61
12Х1МФ
465
19
2100
545
3,9
300
200
200*
62
12Х1МФ
426
20
1700
545
3,7
300
250
250
63
12Х1МФ
426
20
1700
545
3,2
350
300
300
64
12Х1МФ
426
18
1700
545
3,9
300
250
250*
65
12Х1МФ
426
18
1700
545
3,2
300
250
256
66
12X1МФ
426
18
1700
545
2,5
400
300
300
67
12X1МФ
426
17
1700
565
2,4
300
250
250
68
12Х1МФ
426
17
1700
545
3,9
300
175
175
69
12Х1МФ
377
50
1500
565
15,5
80
70
70
70
12Х1МФ
377
50
1500
565
14
150
110
110
71
12Х1МФ
377
50
1500
550
14
300
250
250
72
12Х1МФ
377
45
1500
560
14
115
85
85
73
12Х1МФ
377
45
1500
545
14
300
250
250*
74
12Х1МФ
377
17
1500
565
3,9
210
95
95*
75
12Х1МФ
377
17
1500
545
3,9
300
250
250
76
12Х1МФ
377
16
1500
545
3,2
320
270
270
77
12Х1МФ
377
15
1500
565
3
300
160
160*
78
12Х1МФ
377
15
1500
565
2,8
300
200
200*
79
12Х1МФ
325
50
1370
560
14
300
250
250*
80
12Х1МФ
325
50
1370
545
14
350
300
300
81
12X1МФ
325
48
1370
565
13
300
250
250*
82
12Х1МФ
325
45
1370
565
14
180
140
140*
83
12Х1МФ
325
45
1370
545
14
320
270
270
84
12Х1МФ
325
42
1370
565
13
180
135
135*
85
12Х1МФ
325
42
1370
560
14
180
130
130*
86
12X1МФ
325
42
1370
555
13
300
250
250*
87
12Х1МФ
325
42
1370
545
14
300
250
250
88
12Х1МФ
325
40
1370
565
14
80
70
270
89
12Х1МФ
325
38
1370
560
14
80
75
75
90
12Х1МФ
325
38
1370
545
14
300
210
210*
91
12Х1МФ
325
38
1370
540
10
350
270
270
92
12Х1МФ
325
38
1370
510
10
400
350
350
93
12Х1МФ
325
30
1370
510
10
400
350
350
94
12Х1МФ
325
30
1370
500
10
400
350
350
95
12Х1МФ
325
25
1370
540
10
200
105
105
96
12Х1МФ
325
24
1370
540
10
110
75
75
97
12Х1МФ
325
24
1370
520
10
350
300
300
98
12Х1МФ
325
24
1370
510
10
350
300
300
99
12Х1МФ
325
24
1370
500
10
400
350
350
100
12Х1МФ
325
22
1370
530
9
300
145
145*
101
12Х1МФ
325
22
1370
500
9
400
350
350
102
12Х1МФ
325
20
1370
510
10
220
140
140
103
12Х1МФ
325
20
1370
500
8,5
400
300
300
104
12Х1МФ
325
13
1370
565
3
300
155
155*
105
12Х1МФ
325
12
1370
565
2,8
300
125
125*
106
12Х1МФ
273
45
1000
550
14
350
250
250
107
12Х1МФ
273
40
1000
560
14
300
250
250*
108
12Х1МФ
273
40
1000
545
14
330
270
270
109
12Х1МФ
273
36
1000
560
15,5
120
100
100*
110
12Х1МФ
273
36
1000
560
14
200
160
160*
111
12Х1МФ
273
36
1000
555
13
300
250
250*
112
12Х1МФ
273
36
1000
550
14
300
250
250*
113
12Х1МФ
273
36
1000
545
14
300
250
250
114
12Х1МФ
273
36
1000
540
14
300
250
250
115
12X1МФ
273
36
1000
535
13
350
270
270
116
12Х1МФ
273
36
1000
510
10
400
350
350
117
12Х1МФ
273
32
1000
560
14
90
80
80
118
12Х1МФ
273
32
1000
560
13,5
120
95
95
119
12Х1МФ
273
32
1000
555
14
140
110
110*
120
12Х1МФ
273
32
1000
555
13
210
165
165
121
12Х1МФ
273
32
1000
550
14
200
150
150*
122
12Х1МФ
273
32
1000
545
14
300
220
220*
123
12Х1МФ
273
32
1000
540
14
300
250
250*
124
12Х1МФ
273
32
1000
510
10
400
350
350
125
12X1МФ
273
28
1000
530
11
350
300
300
126
12X1МФ
273
28
1000
510
10
400
350
350
127
12Х1МФ
273
26
1000
530
11
350
300
300
128
12Х1МФ
273
26
1000
530
10
370
320
320
129
12Х1МФ
273
26
1000
510
10
400
350
350
130
12Х1МФ
273
26
1000
510
9
400
350
350
131
12Х1МФ
273
26
1000
500
10
400
350
350
132
12Х1МФ
273
25
1000
540
10
300
250
250
133
12Х1МФ
273
24
1000
510
10
400
350
350
134
12Х1МФ
273
22
1000
540
10
270
165
165*
135
12Х1МФ
273
22
1000
510
10
400
350
350
136
12Х1МФ
273
22
1000
500
10
400
350
350
137
12Х1МФ
273
22
1000
500
9
400
350
350
138
12Х1МФ
273
20
1000
540
10
105
75
75
139
12Х1МФ
273
20
1000
520
10
350
300
300
140
12Х1МФ
273
20
1000
510
10
350
300
300
141
12Х1МФ
273
20
1000
510
9
400
320
320
142
12Х1МФ
273
20
1000
500
10
400
330
330
143
12Х1МФ
273
18
1000
510
10
300
250
250*
144
12Х1МФ
273
17
1000
520
10
140
70
70
145
12Х1МФ
273
17
1000
510
11
150
70
70
146
12Х1МФ
273
17
1000
510
10
300
140
140*
147
12Х1МФ
273
16
1000
510
10
180
80
80
148
12Х1МФ
273
16
1000
500
9
350
300
300
149
12Х1МФ
273
13
1000
560
3,9
300
185
185*
150
12Х1МФ
273
11
1000
545
2,6
400
300
300
151
12Х1МФ
245
62,5
1000
550
25,5
300
250
250
152
12Х1МФ
245
45
1000
545
14
400
350
350
153
12Х1МФ
245
32
1000
540
10
400
350
350
154
12Х1МФ
245
32
1000
540
13,5
300
250
250
155
12Х1МФ
245
30
1000
560
14
150
115
115*
156
12Х1МФ
245
25
1000
510
14
350
320
320
157
12Х1МФ
219
35
850
560
14
300
250
250
158
12Х1МФ
219
32
850
560
13
300
250
250*
159
12Х1МФ
219
32
850
555
14
300
250
250*
160
12Х1МФ
219
29
850
560
14
200
155
155*
161
12Х1МФ
219
29
850
545
14
300
250
250
162
12Х1МФ
219
28
850
560
14
160
120
120*
163
12Х1МФ
219
28
850
545
14
300
250
250*
164
12Х1МФ
219
28
850
510
14
400
350
350
165
12Х1МФ
219
28
850
510
10
400
350
350
166
12Х1МФ
219
26
850
560
14
100
75
75
167
12Х1МФ
219
26
850
550
14
210
150
150*
168
12Х1МФ
219
26
850
545
14
300
215
215*
169
12Х1МФ
219
26
850
540
10
400
300
300
170
12Х1МФ
219
26
850
510
10
400
350
350
171
12Х1МФ
219
26
850
500
10
400
350
350
172
12Х1МФ
219
25
850
560
13,5
100
75
75
173
12Х1МФ
219
25
850
550
14
165
120
120*
174
12Х1МФ
219
25
850
545
14
235
165
165*
175
12Х1МФ
219
24
850
545
15,5
100
70
70
176
12Х1МФ
219
24
850
510
10
400
350
350
177
12Х1МФ
219
22
850
510
10
400
350
350
178
12X1МФ
219
18
850
540
10
280
170
170*
179
12X1МФ
219
18
850
535
9
300
250
250
180
12Х1МФ
219
16
850
545
3,2
400
350
350
181
12Х1МФ
219
16
850
510
10
350
300
300
182
12Х1МФ
219
16
850
500
7,1
400
350
350
183
12Х1МФ
219
14
850
510
10
300
150
150*
184
12Х1МФ
194
22
750
510
10
400
350
350
185
12Х1МФ
194
20
750
540
10
350
300
300
186
12Х1МФ
194
19
750
540
10
300
250
250
187
12Х1МФ
194
19
750
510
10
400
350
350
188
12Х1МФ
194
19
750
510
9
400
350
350
189
12Х1МФ
194
18
750
510
10
400
350
350
190
12Х1МФ
194
16
750
540
10
295
180
180*
191
12Х1МФ
194
15
750
540
10
200
100
100*
192
12Х1МФ
194
15
750
520
10
350
300
300
193
12Х1МФ
194
15
750
510
10
370
320
320
194
12Х1МФ
194
15
750
500
10
400
350
350
195
12Х1МФ
194
14
750
510
11
350
250
250*
196
12Х1МФ
194
14
750
510
10
350
300
300
197
12Х1МФ
194
14
750
500
9
400
350
350
198
12Х1МФ
194
12
750
510
10
300
110
110
199
12Х1МФ
168
20
700
560
14
90
80
80
200
12Х1МФ
168
14
700
540
10
300
180
180*
201
12Х1МФ
168
13
700
540
10
180
100
100*
202
12Х1МФ
159
30
650
545
25,5
225
160
160*
203
12Х1МФ
159
20
650
560
14
140
100
100*
204
12Х1МФ
159
12
650
540
10
100
80
80
205
12Х1МФ
159
10
650
510
10
250
110
110
206
12Х1МФ
159
7
650
545
2,6
400
350
350
207
12Х1МФ
133
20
600
560
14
300
250
250*
208
12Х1МФ
133
20
600
550
14
320
270
270
209
12Х1МФ
133
17
600
560
14
160
110
110*
210
12Х1МФ
133
17
600
550
13
300
250
250*
211
12Х1МФ
133
17
600
540
10
400
350
350
212
12Х1МФ
133
16
600
560
14
90
75
75
213
12Х1МФ
133
16
600
560
13,5
125
90
90
214
12Х1МФ
133
16
600
550
14
210
150
150*
215
12Х1МФ
133
15
600
540
10
350
270
270
216
12Х1МФ
133
15
600
530
9
400
350
350
217
12Х1МФ
133
15
600
500
9
400
350
350
218
12X1МФ
133
13
600
540
10
300
250
250
219
12Х1МФ
133
13
600
530
9
400
350
350
220
12Х1МФ
133
13
600
500
9
400
350
350
221
12Х1МФ
133
10
600
540
10
108
70
70
222
12МХ
325
36
1370
510
10
350
320
320
223
12МХ
326
34
1370
510
10
330
300
300
224
12МХ
325
30
1370
510
10
320
300
300
225
12МХ
325
28
1370
510
10
300
230
230
226
12МХ
325
24
1370
510
10
170
120
120
227
12МХ
273
36
1000
510
10
400
350
350
228
12МХ
273
32
1000
510
10
400
350
350
229
12МХ
273
32
1000
500
9
400
350
350
230
12МХ
273
26
1000
510
11
350
300
300
231
12МХ
273
28
1000
510
10
350
320
320
232
12МХ
273
26
1000
510
10
320
300
300
233
12МХ
273
26
1000
500
9
400
350
350
234
12МХ
273
22
1000
510
10
230
170
170
235
12МХ
273
20
1000
510
10
160
115
115
236
12МХ
273
18
1000
510
10
110
75
75
237
12МХ
245
25
1000
510
10
350
300
300
238
12МХ
245
22
1000
510
10
300
250
250
239
12МХ
219
24
850
510
10
350
330
330
240
12МХ
219
22
850
510
10
350
300
300
241
12МХ
219
22
850
500
9
400
350
350
242
12МХ
219
20
850
510
10
350
300
300*
243
12МХ
194
20
750
510
10
350
300
300
244
12МХ
194
20
750
500
9
400
350
350
245
12МХ
194
19
750
510
10
350
300
300
246
12МХ
194
19
750
500
10
400
350
350
247
12МХ
194
18
750
510
10
350
300
300
248
12МХ
194
15
750
500
10
350
300
300*
249
12МХ
194
14
750
510
10
145
105
105
250
12МХ
168
16
700
510
10
330
300
300
Парковый ресурс стыковых сварных соединенийприравнивается к парковому ресурсу прямых труб соответствующих паропроводов.
Парковый ресурс литых корпусов арматуры, тройников,колен, переходов, работающих при температуре эксплуатации 450 °С и выше,независимо от марки стали устанавливается равным 250 тыс. ч.
Парковый ресурс тройниковых сварных, а также стыковыхсварных соединений, состоящих из элементов с разной толщиной (например,соединения труб с литыми, коваными деталями и переходами), устанавливаетсяспециализированными научно-исследовательскими организациями.
Парковый ресурс ЦБЛ труб большинства типоразмеровравен 100 тыс. ч, а труб диаметром 630´25 мм, работающих при температуре 545 °С и давлении 2,5 МПа, — 150 тыс. ч.
3.МЕТОДЫ, ОБЪЕМЫ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА И СВАРНЫХСОЕДИНЕНИЙ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ
При проведении контроля основного металла и сварныхсоединений элементов энергооборудования необходимо учитывать следующее:
Начало проведения контроля определяется илидостижением количества пусков, или наработки (см. разд. 3.1 — 3.4), тоесть оба параметра (количество пусков и наработка) действуют независимо.
При выявлении повреждений энергооборудования впроцессе эксплуатации, а также обнаружении недопустимых дефектов при контролерешение о необходимости и объеме дополнительного контроля принимаеторганизация, проводившая техническое диагностирование.
В графе «Метод контроля»приняты следующие сокращения:
ВК — визуальный контроль;
ЦД — цветной контроль проникающимивеществами;
УЗК — ультразвуковой контроль;
УЗТ — ультразвуковая толщинометрия;
МПД — магнитопорошковая дефектоскопия;
ТР — химическое травление;
ТВК — токовихревой контроль;
ТВ — измерение твердости;
МР — метод реплик;
МК — магнитный контроль;
Тип 1 (Тр + Тр) — стыковое сварное соединение трубы струбой;
Тип 2 (ККН) — стыковоесварное соединение трубы с донышком коллектора, литой, кованой и штампованнойдеталью; продольные швы штампосварных колен, стыковые сварные соединения сконструктивными концентраторами напряжений, тройниковые и штуцерные сварныесоединения;
РОПС — ревизия опорно-подвесной системы;
ПРПС — поверочный расчет на прочность и самокомпенсацию.
3.1. Котлы
Объект контроля
Расчетные параметры среды
Количество пусков до начала контроля
Метод контроля
Объем контроля
Периодичность проведения контроля
Примечание
Энергоблоки мощностью 300 МВт и выше
Энергоустановки мощностью менее 300 МВт
1
2
3
4
5
6
7
8
Трубы поверхностей нагрева, трубопроводы впределах котла с наружным диаметром 100 мм и более, коллекторы
1. Поверхности нагрева
450 °С и выше
УЗТ
Выборочно в зонах с максимальнойтемпературой стенки в объеме не менее 25 труб
Каждые 50 тыс. ч
При выявлении утонения более 0,5 ммизмерения производить каждые 25 тыс. ч
вк, мк
100 % доступных труб
Каждые 50 тыс. ч
Перечень труб, доступных для контроля,утверждается главным инженером ТЭС
Оценка состояния металла вырезок
По результатам МК, через каждые 50 тыс. ч.При наличии повреждений — по результатам МК независимо от наработки
Количество и места вырезок с каждойповерхности нагрева с учетом результатов ВК и МК утверждаются главныминженером ТЭС в соответствии с [3 — 5]
Ниже 450 °C
вк, мк, УЗТ
50 % доступных труб
Каждые 50 тыс. ч
1. Исключая экономайзер
2. Магнитный контроль проводится по решениюглавного инженера ТЭС
3. Количество и места вырезок с каждойповерхности нагрева с учетом результатов ВК и МК в соответствии с [4, 5]утверждаются главным инженером ТЭС
Оценка состояния металла вырезок
Не менее 2 труб в зонах с ускореннойкоррозией (более 1 мм за 105 ч)
2. Экономайзер
Независимо от параметров
—
—
ВК
100 %
Каждые 50 тыс. ч
УЗТ, МК (по необходимости)
5 %
Каждые 50 тыс. ч
3. Цельносварные топочные экраны
300 °С и выше
—
—
ВК, УЗТ
В зоне максимальных тепловых нагрузок
Через 50 тыс. ч, далее в каждый капитальныйремонт. На котлах, работающих на газовом топливе, — каждые 100 тыс. ч
Количество контрольных участков размером 200´200 мм иместа их расположения должны соответствовать схеме, утвержденной главныминженером электростанции
Оценка состояния металла вырезок
В зонах, где происходили повреждения
В ближайший капитальный ремонт
Количество вырезок и места их расположениядолжны соответствовать схеме, утвержденной главным инженером станции
4. Паропровод в пределах котла: из сталей:12МХ и 15ХМ
450 °С и выше
—
—
Измерение остаточной деформации
Прямые трубы и гибы
Каждые 100 тыс. ч
1. При достижении значения остаточнойдеформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформациипроизводится для прямых труб каждые 50 тыс. ч, для гибов — 25тыс. ч
2. При значении паркового ресурса 100 тыс. ч и менее измерения остаточной деформациипрямых труб производятся при достижении наработки, равной парковому ресурсу, гибов — равной половине паркового ресурса
3. По достижении паркового ресурсапроводится ПРПС
4. При выявлении микроповрежденности3-го балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25 тыс. ч. Выборгибов для оценки микроповрежденности производится по результатам поверочногопрочностного расчета всех гибов
12Х1МФ и 15Х1М1Ф
500 °С и выше
—
—
Для прямых труб каждые 100 тыс. ч, для гибов- каждые 50 тыс. ч
независимо от марки стали
450 °С и выше
—
—
Измерение овальности и УЗТ, УЗК, МПД гибов,РОПС
Гибы 100 %
После выработки половины паркового ресурса,далее каждые 50 тыс. ч
500 °С и выше
—
—
МР
10 %, но не менее трех гибов труб каждогоназначения
1. После выработки паркового ресурса
2. Остаточная деформация достигла половиныдопустимого значения
Оценка состояния металла по вырезкам
Одна вырезка из гиба с максимальной степеньюмикроповрежденности
После выработки паркового ресурса или придостижении микроповрежденности 3-го балла и более
5. Коллекторы пароперегревателей
Выше 450 °С
500
500
ВК
Кромки внутренней поверхности радиальных отверстий в количестве не менее 3 шт.
При достижении паркового ресурса, далеекаждые 100 тыс. ч
1. Контролируется один коллектор каждоговида поверхности нагрева
2. При обнаружении трещин или невозможностипроведения контроля вопрос о дальнейшей эксплуатации решаетспециализированная организация
6. Коллекторы
450 °С и ниже
После 200 тыс. ч, далее каждые 100 тыс. ч
7. Выходной коллектор горячего промперегрева
500 °С и выше
—
—
ВК, УЗК или ТВК
Наружная поверхность коллекторов в зонерасположения штуцеров на участке протяженностью не менее 1000 мм, отстоящемот 1-го штуцера не ближе чем на 400 мм
Каждые 100 тыс. ч
8. Корпус впрыскивающего пароохладителя,штатные впрыски паропроводов между поверхностями нагрева
Независимо от параметров
500
700
ВК, УЗК
Наружная и внутренняя поверхности в зонерасположения штуцера водоподающего устройства на длине 40 мм от стенкиштуцера
Каждые 25 тыс. ч
Пусковые впрыски в паропроводах горячегопромперегрева и главных паропроводах
450 °С и выше
—
—
вк, мпд или ЦД, УЗК, УЗТ
Наружная поверхность на нижней образующейна длине 0,5 м от места впрыска и за защитной рубашкой на длине 50 — 100 мм
Каждые 25 тыс. ч
9. Гибы необогреваемых труб в пределахкотла с наружным диаметром 57 мм и более
450 °С и выше
600
700
ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ, измерениеовальности
20 % гибов труб каждого типоразмера
После выработки половины паркового ресурса,далее каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков
1. При обнаружении дефектных гибов объемконтроля гибов данного назначения увеличивается в двараза. При повторном обнаружении дефектов объем контроля увеличивается до 100%
2. Гибы труб диаметром менее 100 ммконтролируются каждые 100 тыс. ч 3. УЗК и МПД (ЦД) проводятся по всей гнутойчасти на окружности, включаярастянутую и нейтральную зоны
Ниже 450 °С, 24,0 МПа и выше
200
—
вк, мпд или ЦД, или ТР, УЗК, УЗТ, измерениеовальности
25 % гибов труб каждого типоразмера с D/S > 9,0; 10 % D/S £ 9,0, но не менее 3 гибов
После наработки 50 тыс. ч, но не позже чемчерез 200 пусков (D/S > 9,0) и после наработки 100 тыс. ч, но не позже чем через 400 пусков (D/S £ 9,0). Последующий контроль через 50 тыс.ч, но не реже чем через 150 пусков для гибов труб с D/S > 9,0 и через 200 пусков для гибов труб с D/S £ 9,0
1. Выбор гибов для контроля производится изусловия, чтобы количестводренируемых и недренируемых труб находилось в пропорции 1:2
2. При обнаружении недопустимых дефектов,подтвержденных ВК вырезки гиба, объем контроля гибов труб данного назначения(перепуска) увеличивается в два раза. При повторном обнаружении дефектовобъем контроля гибов труб данного назначения (перепуска) увеличивается до 100%. Необходимость увеличения объема контроля остальных гибовопределяется главным инженером электростанции
3. УЗК и МПД (ЦЦ, ТР) проводятся по всейгнутой части на окружности, включая растянутую инейтральную зоны
4. При очередном контроле проверяются гибы,не проконтролированные ранее
Гибы диаметром 57 — 100 мм контролируютсявырезкой и ВК внутренней поверхности
Гибы диаметром 57 — 100 мм — не менее 3 шт.на котел
Гибы диаметром 57 — 100 мм — после 150 тыс.ч, далее каждые 50 тыс. ч
При обнаружении недопустимых дефектов вгибах диаметром 57 — 100 мм объем контроля увеличивается в два раза, приповторном обнаружении дефектов подлежат замене 100 % гибов труб данногоназначения и диаметра
Ниже 450 °С, 10,0 — 14,0 МПа
—
—
—
—
—
Для установок с давлением 10,0 и 14,0 МПаконтроль гибов проводится в соответствии с [6]
Ниже 450 °С, ниже 10,0 МПа
400
ВК, МПД или ЦД, УЗК, УЗТ, измерениеовальности
10 % гибов труб каждого типоразмера иназначения, но не менее трех
После наработки 150 тыс. ч. далее каждые 50тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков
1. При обнаружении дефектных гибов трубданного типоразмера объем контроля увеличивается вдвое, при повторномобнаружении — до 100 %
2. УЗК и МПД проводятся по всей гнутой частина окружности, включая растянутую инейтральную зоны
Барабаны сварные и цельнокованые*
* Методы и объемы контроля состояния металлаэлементов барабанов при достижении паркового ресурса устанавливаются согласно[1].
10. Обечайки
11,0 МПа и выше
ВК
Внутренняя поверхность в доступных местах
После наработки 25 тыс. ч, далее каждые 50тыс. ч
1. При выявлении подозрительных местпривлекаются средства инструментального контроля
2. При выявлении дефектов, размер которыхпревышает требования разд. 6.4 настоящей ТИ, по требованиюспециализированной организации проводится исследование свойств металлабарабана на вырезке (пробке)
11. Основные продольные и поперечные сварныешвы с околошовной зоной
11,0 МПа и выше
400
—
вк
По всей длине сварных швов на внутреннейповерхности в доступных местах
После наработки 25 тыс. ч, далее каждые 50тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков
1. В следующий контроль проверяются участкишвов, не проверенные ранее, в том числе в недоступных местах (например, снаружной стороны)
2. При выявлении дефектов контрольувеличивается до 100 %
3. УЗК допускается проводить по наружной стороне
МПД или ЦП, или ТР, УЗК
10 % длины каждого шва с прилегающимизонами по 40 мм
12. Ремонтные заварки в основных сварныхшвах, выполненные без отпуска
11,0 МПа и выше
—
—
вк, цд или МПД, или ТР, УЗК
Наплавленный металл и прилегающие зоны по40 мм — 100 %
Через 25 тыс. ч и 50 тыс. ч после ремонта,далее каждые 50 тыс. ч
Аустенитные заварки контролировать ЦД илиТР каждые 25 тыс. ч
13. Ремонтные заварки, выполненные безотпуска
11,0 МПа и выше
—
—
ВК, МПД или ЦД, или ТР
Наплавленный металл и прилегающие зоны по40 мм — 100 %
Через 25 тыс. ч и 50 тыс. ч после ремонта
14. Ремонтные заварки на поверхноститрубных отверстий и на расстоянии от них менее диаметра, выполненные безотпуска
11,0 МПа и выше
—
—
ВК, МПД или ЦД, или ТР
Наплавленный металл и прилегающие зоны по40 мм — 100 %
Через 25 тыс. ч и 50 тыс. ч после ремонта,далее каждые 50 тыс. ч
15. Швы приварки сепарации
11,0 МПа и выше
—
—
вк
По всей протяженности швов в доступныхместах
Через 25 тыс. ч, далее каждые 100 тыс. ч
1. Для барабанов из стали 16ГНМ через 25тыс. ч, далее через каждые 50 тыс. ч
2. Для следующего контроля выбирать швы, неконтролировавшиеся ранее
вк, мпд или ЦД, или ТР
10 % протяженности швов
16. Днища
11,0 МПа и выше
—
—
ВК, МПД или ЦД, или ТР
Внутренняя поверхность — 20 %; швы приваркикрепления лазового затвора — 100 %
После наработки 100 тыс. ч, далее каждые 50тыс. ч
1. Каждый последующий контроль проводитсяна участках, не проконтролированных ранее
2. Объем и периодичность контроляокуполенных днищ устанавливаются специализированными организациями
17. Лазовые отверстия
11,0 МПа и выше
—
400
ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК
Поверхность лаза по всей площади иуплотнительная поверхность затвора 100 %
После наработки 100 тыс. ч, далее 50 тыс.ч, но не реже чем через 200 пусков
Методом УЗК контролируется зона поверхностилаза на выявление расслоя металла
18. Отверстия в пределах водяного объема
11,0 МПа и выше
—
400
ВК
Поверхность отверстий и штуцеров спримыкающими к ним участками поверхности барабана шириной 30 — 40 мм откромки отверстия в объеме 100 %
После наработки 100 тыс. ч, далее каждые 50тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков
1. Контроль поверхности с защитнымирубашками или присоединенных методом вальцовки проводится на участкахвнутренней поверхности шириной 30 — 40 мм, прилегающих к отверстию, безудаления вальцовки или защитной рубашки
2. Выбор отверстий для контроля МПД (ЦД, ТР)производится по результатам ВК. В контрольную группу должны включаться всеотверстия труб для ввода фосфатов, рециркуляции, контроля и регулировкиуровня
3. При обнаружении дефектов объем контроляувеличивается до 100 %
4. Контроль МПД (ЦД, ТР) в барабанах изстали 16ГНМ проводится каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 100 пусков
МПД или ЦД, или ТР
То же в объеме 50 %
19. Отверстия труб парового объема
11,0 МПа и выше
—
400
вк, мпд или ЦД, или ТР
Поверхность отверстий и штуцеров спримыкающим к ним участком внутренней поверхности барабана шириной 30 — 40 ммот кромки отверстий — в объеме 15 % каждой группы одноименного назначения, ноне менее 3
После наработки 150 тыс. ч, далее каждые 50тыс. ч, но не реже чем через 200 пусков
1. Каждый последующий контроль проводить наотверстиях, не прошедших контроль ранее
2. При выявлении дефектов объем контроляувеличивается в два раза, при повторном выявлении дефектов объем контроляувеличивается до 100 %
20. Угловые сварные соединения приваркиштуцеров труб водяного и парового объемов
10,0 МПа и выше
—
—
ВК
С наружной поверхности барабана металлсварного шва с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону — 100 % вдоступных местах
После наработки 125 тыс. ч, далее каждые 50тыс. ч
МПД или ЦД, или ТР
С наружной поверхности барабана металлсварного шва с околошовной зоной не менее 30 мм на сторону
1. 15 % швов каждой группы трубодноименного назначения, но не менее 2 шт. в каждой группе
2. Ремонтные заварки: наплавленный металл соколошовной зоной не менее 30 мм на сторону — 100 %
1. Контроль проводится на швах, худших порезультатам ВК
2. При обнаружении недопустимых дефектовобъем контроля увеличивается до 100 %
Литые детали Dу 100 мм и более. Крепеж
21. Корпусы арматуры и другие литые детали
450 °С и выше
600
900
ВК, МПД или ЦД, или ТР
Радиусные переходы наружных и внутреннихповерхностей — 100 % деталей
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
1. При наличии на детали ремонтной заварки- в каждый капитальный ремонт
2. Корпусы арматуры с Dу £ 250 мм и все литые деталиконтролируются только с наружной стороны, корпусы арматуры с Dу > 250 мм контролируются методом МПД и ВК снаружи 100 %, изнутри — вдоступных местах
ТВ
100 %
После выработки паркового ресурса
Отбор проб дляметаллографического анализа
Одна проба от одной детали с максимальнойтемпературой
После выработки паркового ресурса
Отбор проб производится по требованиюспециализированной организации
Ниже 450 °C
—
—
вк, мпд или ЦД, или ТР
Радиусные переходы наружных и внутреннихповерхностей — 10 % общего количества деталей каждого назначения
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
1. При обнаружении недопустимых дефектовобъем контроля деталей данного назначения увеличивается до 100 %
2. При последующем контроле проверяютсядетали, не контролировавшиеся ранее
22. Шпильки М42 и большего размера дляарматуры и фланцевых соединений паропроводов
Независимо от параметров
600
600
вк, мпд или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК
Резьбовая поверхность — в доступных местах
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
1. Решение о контроле шпилек М36 и менеепринимает главный инженер ТЭС
2. Критерии твердости в соответствии стребованиями к исходному состоянию
3. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК,или ТР проводится факультативно по решению главного инженера
450 °С и выше
—
—
ТВ
Торцевая поверхность со стороны гайки — 100%
По достижении паркового ресурса
23. Гайки М42 и большего размера
—
600
600
вк, тв
Торцевая поверхность
По достижении паркового ресурса
Критерии твердости в соответствии стребованиями к исходному состоянию
3.2. Станционныетрубопроводы. Паропроводы с наружнымдиаметром 100 мм и более; питательные трубопроводы снаружным диаметром 76 мм и более
Объект контроля
Расчетные параметры среды
Количество пусков до начала контроля
Метод контроля
Объем контроля
Периодичность проведения контроля
Примечание
Энергоблоки мощностью 300 МВт и выше
Энергоустановки мощностью менее 300 МВт
1
2
3
4
5
6
7
8
1. Трубы паропроводов: из сталей 12МХ, 15ХМ
450 °С и выше
—
—
Измерение остаточной деформации, РОПСпаропровода
Прямые трубы и гибы — 100 %
Каждые 100 тыс. ч
1. При достижении значения остаточнойдеформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформациипроизводится каждые 50 тыс. ч для прямых труб и 25 тыс. ч — для гибов
2. При значении паркового ресурса 100 тыс. чи менее измерение остаточной деформации производится при достижении времени,составляющего 50 % паркового ресурса
3. По достижении паркового ресурса проводитсяПРПС и независимо от срока наработки при отклонениях, выявленных при ревизииОПС
4. При выявлении микроповрежденности 3балла и более остаточная деформация измеряется каждые 25 тыс. ч
5. На тех электростанциях, где за весьпериод эксплуатации паропроводов не происходило разрушений его элементов,включая сварные соединения, а также отсутствуют отклонения от проекта втрассировке, по результатам РОПС, ПРПС проводится факультативно
6. Паропроводы, изготовленные изцентробежно-литых труб, контролируются в соответствии с [6]
из сталей 12Х1МФ, 15Х1М1Ф
500 °С и выше
—
—
Для гибов — каждые 50 тыс. ч, для прямыхтруб — 100 тыс. ч прямых труб
2. Гибы паропроводов независимо от марки стали
Выше 500 °С
—
—
вк, Цд или МПД, УЗК
100 %
Контроль гибов по достижении парковогоресурса
1. УЗК и МПД проводятся по всей длинегнутой части на окружности трубы, включая растянутую и нейтральную зоны
2. При значении паркового ресурса 100 тыс. чи менее контроль гибов производится при достижении наработки, равной половинепаркового ресурса.
450 — 500 °С
—
—
5 %
Каждые 100 тыс. ч
100 %
После 300 тыс. ч, далее через каждые 100тыс. ч
Независимо от параметров
—
—
УЗТ, измерение овальности
100 %
В исходном состоянии, по достижениипаркового ресурса
При выявлении овальности менее 2 % после достижения паркового ресурса или уменьшении ее вдвоепроизводится оценка микроповрежденности металла гиба
450 °С и выше
—
—
Оценка микроповрежденности
Не менее трех гибов
1. При достижении паркового ресурса
2. При достижении значения остаточнойдеформации, равного половине допустимого
Контролю подвергаются гибы с максимальнойостаточной деформацией или с максимальным уровнем температур, или с максимальнымуровнем напряжений
Оценка состояния металла по вырезкам
На одном гибе
1. При достижении паркового ресурса
2. При обнаружении микроповрежденности 4балла и более
Гиб, из которого производится вырезкаметалла, определяется с учетом результатов неразрушающего контроля
3. Штампованные, штампосварные колена
Независимо от параметров
450
450
ВК, ЦД или МПД, УЗК
25 % общего количества
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 150пусков
1. В штампосварных коленах контролируется100 % продольных сварных швов
2. При обнаружении недопустимых дефектовконтроль увеличивается до 100 %
3. В каждый последующий контроль должныпроверяться колена, не проконтролированные ранее
4. Крутоизогнутые отводы (R/D< 2,5)
—
—
—
ВК, ЦД или МПД, УЗК
50 % общего количества
Каждые 50 тыс. ч
5. Участки паропроводов в местах приваркиштуцеров с Dу 50 мм и более, дренажных линий, врезок БРОУи РОУ
450 °С и выше
—
—
ВК, УЗК
100 % в зоне возможного износа, нарасстоянии не менее двух диаметров труб от места врезки
Каждые 50 тыс. ч
6. Питательные трубопроводы от напорногопатрубка питательного насоса до котла
Независимо от параметров
250
500
Измерение толщины стенки (УЗТ)
Трубы и фасонные детали после выходныхпатрубков регулирующей арматуры на длине не менее 10D трубы по ходу движения среды отрегулирующего дросселирующего органа, зоны установки дроссельных шайбовыхнаборов, щелевых дросселей, тупиковые участки в зонах возможногокоррозионного износа
После 100 тыс. ч. далее каждые 50 тыс. ч, ноне реже чем через 150 пусков
При необходимости производятся вырезка и ееисследование по программе, утвержденной специализированной организацией
ВК, измерение толщины стенки, овальности, УЗК, РОПС
Гибы 50 %
1. Обязательному контролю подлежаткрутоизогнутые гибы, гибы байпасов РПК и отводов ПВД. Допускается неконтролировать гибы соединительной питательной магистрали электростанций споперечными связями при отсутствии дефектов на других проконтролированныхэлементах. При обнаружении дефектов должно быть проконтролировано не менее 10% гибов каждого коллектора питательной воды
2. При обнаружении недопустимых дефектовхотя бы в одном из гибов и подтверждении их наличия ВК вырезки из гиба объемконтроля увеличивается до 100 %
3. РОПС осуществляется по решениюспециализированной организации
4. При обнаружении недопустимых дефектовболее чем в 30 % гибов проводится ВК внутренней поверхности литых колен вколичестве не менее двух
5. Измерение овальности гибов производитсяодин раз за все время эксплуатации
7. Корпусы арматуры и другие литые детали
450 °С и выше
600
900
вк, мпд или ЦД, или ТР
Радиусные переходы наружных и внутреннихповерхностей — 100 %
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
1. При наличии на детали ремонтной заварки -в каждый капитальный ремонт
2. Корпусы арматуры с Dу £ 250 мм и все литые детали контролируютсятолько с наружной стороны, корпусы арматуры с Dу > 250 мм контролируются методом МПД и ВК снаружи 100 %, изнутри -в доступных местах
ТВ
100 %
После выработки паркового ресурса
Отбор проб для металлографического анализа
Одна проба от одной детали с максимальнойтемпературой
После выработки паркового ресурса
Отбор проб проводится по требованиюспециализированной организации
Ниже 450 °С
—
—
ВК, МПД или ЦД, или ТР
Радиусные переходы наружных и внутренних поверхностей- 10 % общего количества деталей каждого назначения
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
1. При обнаружении недопустимых дефектовобъем контроля деталей данного назначения увеличивается до 100 %
2. При последующем контроле проверяютсядетали, не контролировавшиеся ранее
8. Шпильки M42 и большего размера для арматуры и фланцевых соединений паропроводов
Независимо от параметров
600
600
ВК, МПД или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК
Резьбовая поверхность — в доступных местах
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
1. Решение о контроле шпилек М36 и менеепринимает главный инженер ТЭС
2. Критерии твердости в соответствии стребованиями к исходному состоянию
3. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК,или ТР проводится факультативно по решению главного инженера ТЭС
450 °С и выше
ТВ
Торцевая поверхность со стороны гайки — 100 %
По достижении паркового ресурса
9. Гайки М42 и большего размера
—
600
600
ВК, ТВ
Торцевая поверхность
По достижении паркового ресурса
Критерии твердости в соответствии стребованиями к исходному состоянию
3.3. Паровые турбины
Объект контроля
Расчетные параметры среды
Метод контроля
Объем контроля
Периодичность проведения контроля
Примечание
1
2
3
4
5
6
1. Корпусы стопорных регулирующих, защитныхклапанов, паровпускные патрубки цилиндров
450 °С и выше
ВК, ЦД или МПД, или ТР
Внутренние поверхности в местах радиусныхпереходов в доступных местах
Каждые 25 тыс. ч эксплуатации, но не режечем через 300 пусков
Шлифовать и травить в местах аустенитныхзаварок
Наружные поверхности в местах радиусныхпереходов — 100 %
После наработки 25 тыс. ч, далее — каждые 50тыс. ч
2. Корпусы цилиндров (наружные ивнутренние), сопловые коробки
450 °С и выше
ВК, ЦД или МПД, или ТР
Внутренние и наружные поверхности в местахрадиусных переходов — 100 %
Каждые 50 тыс. ч. но не реже чем через 450пусков
При наличии ремонтных выборок глубиной более40 % толщины стенки и неудовлетворительных свойств металла, выявленныхпри исследовании вырезок, согласно разд. 5.5 и 6.7 настоящей ТИили при вынужденной эксплуатации корпусов с трещинами периодичность контроляопределяется для деталей с трещинами в недоступных зонах по [8],для деталей с трещинами в других зонах — по [9]
3. Корпусы цилиндров и стопорных клапанов
9 — 25 МПа
Исследование металла вырезки
1. При наличии оставленных в эксплуатациитрещин
2. После выработки паркового ресурса
1. Размеры и место вырезки определяютсяспециализированными организациями по согласованию сорганизацией-изготовителем
2. Виды испытаний и критерии оценкисостояния металла представлены в разд. 5.5 и 6.7 настоящей ТИ
3. При отсутствии трещин за весь срокэксплуатации объем вырезанного металла сокращается
4. Сварные соединения и ремонтные заваркикорпусных деталей турбин и паровой арматуры
450 °С и выше
ВК, ЦД или МПД, ТР или твк
Сварные швы и околошовная зона шириной неменее 80 мм по обе стороны от шва — 100 %
Через 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
Шлифовать и травить в местах аустенитныхзаварок
Ремонтные заварки, выполненные аустенитнымиэлектродами, — 100 %
Через каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через150 пусков
Ремонтные заварки, выполненные перлитнымиэлектродами, — 100 %
Через каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через300 пусков
При вынужденной эксплуатации корпусов с неполностью удаленными при ремонте трещинами вопрос о длительности работы ипериодичности контроля решается специализированной организацией
Ниже 450 °С
ВК, ЦД, или МПД, ТР, или ТВК
Ремонтные заварки вне зависимости оттехнологии сварки — 100 %
Через 50 тыс. ч, далее — каждые 75 тыс. ч,но не реже чем через 300 пусков
5. Цельнокованые валы высокого и среднегодавления
Независимо от параметров
ВК
Концевые части валов, свободные отуплотнений, обод, гребни, галтели, полотна дисков, разгрузочные отверстия,тепловые канавки промежуточных, концевых и диафрагменных уплотнений,полумуфты — 100 %
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
Для турбин мощностью 500 МВт и более -каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков
450 °С и выше
ЦД или МПД, или ТВК, УЗК
Обод, гребни, разгрузочные отверстия, отверстия полумуфты, галтели дисков, тепловые канавки
После наработки 100 тыс. ч, далее — каждые50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков
Исследование микроструктуры, ТВ
Полотно диска первой ступени
После исчерпания паркового ресурса
ВК, МПД или ТВК, УЗК
Осевой канал с диаметром 80 мм и более
После наработки 100 тыс. ч и исчерпанияпаркового ресурса
1. Для турбин мощностью 500 МВт и болеепроводится контроль каждые 50 тыс. ч
2. Допускается не проводить контрольосевого канала, имеющего на поверхности уступы, локальные выборки, задиры.Срок эксплуатации таких роторов определяется специализированнымиорганизациями
530 °С и выше
Измерения остаточной деформации
Осевой канал с диаметром 80 мм иболее
После наработки 100 тыс. ч и исчерпания паркового ресурса
Для турбин производства АО ЛМЗ и АО ТМЗфакультативно
6. Насадные диски среднего и низкогодавления
Независимо от параметра
ВК
Наружные поверхности в доступных местах
Через каждые 50 тыс. ч, но не реже чемчерез 300 пусков
Для дисков 16, 18, 20-й ступеней турбин Т-175/185-130 ТМЗ — через каждые 25 тыс. ч, но не реже чем через 150 пусков
В зоне фазового перехода
ВК, ЦД или МПД, или ТВК, УЗК
Обод, гребень, разгрузочные отверстия,кромки заклепочных отверстий, галтели, ступичнаячасть, продельный шпоночный паз — 100 %
7. Диафрагмы и направляющие лопатки
Независимо oт параметров
вк
В доступных местах
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
8. Рабочие лопатки
Независимо от параметров
вк
В доступных местах
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
В зоне фазового перехода
ВК, ЦД или МПД, или ТВК, или ТР
Паровходные и выходные кромки в доступныхместах, поверхность отверстий
УЗК
Хвостовики
УЗК хвостовиков проводится приконструктивной возможности
9. Рабочие лопатки последних ступеней
Независимо от параметров
ВК, ЦД или МПД, или ТВК, или ТР
Паровходные и выходные кромки, прикорневаязона, хвостовики в доступных местах, кромки отверстий
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
УЗК
Выходные кромки — 100 %
При наличии эрозионного износа
10. Бандажи (цельнокованые, ленточные,проволочные)
Независимо от параметров
ВК
В доступных местах — 100 %
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
В подозрительных местах — дополнительноконтролировать ЦД или МПД, или ТВК, или ТР
11. Призонные болты
Независимо от параметров
ВК, ЦД или МПД, или ТВК, контроль размеров,ТВ
100%
Каждые 50 тыс. ч
12. Пароперепускные трубы: из сталей 12MX, 15ХМ
450 °С и выше
Измерение остаточной деформации, РОПСпаропровода
Прямые трубы и гибы — 100 %
Каждые 100 тыс. ч
1. При достижении значения остаточнойдеформации, равного половине допустимого, измерение остаточной деформациипроизводится каждые 50 тыс. ч для прямых труб и 25 тыс. ч — для гибов
2. При значении паркового ресурса 100 тыс. чи менее измерение остаточной деформации производится при достижениинаработки, составляющей 50 % паркового ресурса
3. По достижении паркового ресурсапроводится ПРПС и независимо от срока наработки при отклонениях, выявленныхпри РОПС
4. При выявлении микроповрежденности 3 баллаи более остаточная деформация измеряется каждые 25 тыс. ч. РОПС и ПРПСосуществляются в обязательном порядке для паропроводов свежего пара, горячегопромперегрева пара; для других паропроводов — в соответствии с действующимидокументами, а также по усмотрению главного инженера ТЭС
из сталей 12Х1МФ, 15Х1М1Ф
500 °С и выше
Для гибов каждые 50 тыс. ч, для прямых труб- 100 тыс. ч
13. Гибы пароперепускных труб независимо отмарки стали
Выше 500 °С
ВК, ЦД или МПД, УЗК
100 %
Контроль гибов по достижении парковогоресурса
1. УЗК и МПД проводятся по всей длине гнутойчасти на окружности трубы,включая растянутую и нейтральную зоны
2. При значении паркового ресурса 100 тыс. чи менее контроль гибов проводится при достижении наработки, равной половинепаркового ресурса
450 — 500 °С
5%
Каждые 100 тыс. ч
100 %
После 300 тыс. ч, далее через каждые 100тыс. ч
Независимо от параметров
УЗТ, измерение овальности
100 %
В исходном состоянии, по достижениипаркового ресурса
1. При выявлении овальности менее 2 % последостижения паркового ресурса или уменьшении ее вдвое производится оценкамикроповрежденности металла гиба
2. Контролю подвергаются гибы с максимальнойостаточной деформацией или с максимальным уровнем температур, или смаксимальным уровнем напряжений
3. Гиб, из которого производится вырезкаметалла, определяется с учетом результатов неразрушающего контроля
450 °С и выше
Оценка микроповрежденности
Не менее трех гибов
1. При достижении паркового ресурса
2. При достижении значения остаточнойдеформации, равного половине допустимого
Оценка состояния металла по вырезкам
На одном гибе
1. При достижении паркового ресурса 2. Приобнаружении микроповрежденности 4 балла и выше
14. Литые колена и другие фасонные детали
450 °С и выше
ВК, МПД или ЦД, или ТР
Радиусные переходы наружных поверхностей -100 %
Каждые 100 тыс. ч, но не реже чем через 300пусков
При наличии на детали ремонтной заварки — вкаждый капитальный ремонт
15. Шпильки М42 и большего размера дляклапанов и разъемов цилиндров турбины
Независимо от параметров
ВК, МПД или ЦД, или ТВК, или ТР, УЗК
Резьбовая поверхность — в доступных местах
Каждые 50 тыс. ч, но не реже чем через 300 пусков
1. Решение о контроле шпилек М36 и менеепринимает главный инженер ТЭС
2. Контроль методами МПД или ЦД, или ТВК,или ТР проводится факультативно по решению главного инженера ТЭС
450 °С и выше
ТВ
Торцевая поверхность со стороны гайки — 100%
По достижении паркового ресурса
Критерии твердости в соответствии стребованиями к исходному состоянию
16. Гайки М42 и большего размера
Независимо от параметров
ВК, ТВ
—
По достижении паркового ресурса
Критерии твердости в соответствии стребованиями к исходному состоянию
3.4. Сварные соединениятрубопроводов и коллекторов с наружным диаметром 100 мм и более
Объект контроля
Расчетные параметры среды
Количество пусков до начала контроля
Тип сварного соединения
Метод контроля
Объем контроля
Периодичность проведения контроля
Примечание
Энергоблоки мощностью 300 МВт и выше
Энергоустановки мощностью менее 300 МВт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1. Питательный трубопровод от напорногопатрубка питательного насоса до котла
Независимо от параметров
—
—
Тип 1
ВК, УЗК
5 %
Каждые 150 тыс. ч
1. При обнаружении в контролируемой группенедопустимых дефектов хотя бы в одном сварном соединении (трубных элементовданного назначения) объем контроля увеличивается вдвое. При повторномобнаружении недопустимых дефектов объем контроля увеличивается до 100 %
2. При каждом следующем контролеобследованию подлежит новая группа сварных соединений
600
900
Тип 2
вк, мпД или ЦД, или ТР, УЗК, измерение катета угловых швов
25 %
Каждые 100 тыс. ч, но не реже чем через 400пусков
2. Коллекторы и трубопроводы в пределах котла, турбины, станционные трубопроводы и паропроводы
От 250 до 450 °С
—
—
Тип 1
ВК, УЗК
5 %
Каждые 150 тыс. ч
—
900
1200
Тип 2
ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК
25 %
Каждые 150 тыс. ч, но не реже чем через 600пусков
От 450 до 510 °С
450
600
Тип 1
ВК, УЗК
10 %
После 100, 200 тыс. ч, далее каждые 50 тыс.ч
Тип 2
ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК
50 %
После 100, 200 тыс. ч, далее каждые 50 тыс.ч, но не реже чем через 300 пусков
510 °С и выше
450
600
Тип 1
ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК
20 %
После 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч
Тип 2
ВК, МПД или ЦД, или ТР, УЗК
100 %
Через 100 тыс. ч, далее каждые 50 тыс. ч,но не реже чем через 200 пусков
—
Тип 2
МР
10 %
По исчерпании паркового ресурса, далее
по рекомендации специализированнойорганизации
1. В местах с максимальным уровнемнапряжений, выявленных при ПРПС
2. Для штуцерных сварных соединенийколлекторов Dу 100 мм и более — 5 %
Тип 1.
Сварные соединения центробежно-литых труб
вк, мпд или ЦД, или ТР, УЗК
100 %
По исчерпании паркового ресурса, далее порекомендации специализированной организации
Тип 2. Труб из стали 15Х1М1Ф с литымидеталями из стали 15Х1М1ФЛ
ТВ металла шва и основного металла
100 %
Каждые 100 тыс. ч
1. При отношении твердости металла шва ктвердости основного металла << 1 сварные соединения подлежат переваркеили объем их контроля назначается специализированной организацией
Тип 1
Оценка состояния сварногосоединения по вырезкам
Одно сварное соединение на котел,или паропровод, или турбину
По достижении паркового ресурса
В месте с максимальным уровнем напряжений,выявленных при ПРПС
3. Трубопроводы из стали 20
400 °С и выше
—
—
Тип 1
Оценка состояния металла по вырезке длявыявления графита
Одно сварное соединение
Каждые 100 тыс. ч
1. При 100 %-ном контроле микроструктурысварных соединений неразрушающими методами вырезку можно не производить
2. При выявлении свободного графита 1-гобалла контроль проводится каждые 50 тыс. ч
4.ПОРЯДОК И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫОБОРУДОВАНИЯ ПОСЛЕ ВЫРАБОТКИ ПАРКОВОГОРЕСУРСА
4.1. Продление срока службы энергетическогооборудования за пределы паркового ресурса осуществляется на основании:
анализа режимов эксплуатации и результатов контроляметалла оборудования за весь предшествующий срок службы;
учета ежегодной наработки оборудования, температурыметалла и давления пара за котлом, на входе в турбину и в секцияхобщестанционного коллектора;
оценки физико-химических, структурных, механических ижаропрочных свойств длительно работающего металла;
поверочного расчета на прочность элементовоборудования;
поверочного расчета на прочность паропровода какединой пространственной конструкции (в соответствии с приложением 2настоящей ТИ) с оценкой состояния опорно-подвесной системы;
расчета остаточного ресурса элементовэнергооборудования, работающего в условиях ползучести или циклическогонагружения.
Для оценки температурных режимов эксплуатацииэлементов оборудования, работающих в условиях ползучести, должен бытьорганизован соответствующий контроль. Выбор места установки измерительныхприборов должен быть согласован с лабораторией (группой) металлов и утвержденруководителем ТЭС.
4.2. Исходными данными для определения остаточногоресурса элементов оборудования являются:
условия эксплуатации за весь предшествующий срокслужбы (фактическая температура, наработка за все годы эксплуатации, колебаниядавления и число пусков из различных тепловых состояний);
геометрические размеры элементов энергооборудования идинамика их изменений за предшествующий срок службы;
физико-химические, структурные, механические ижаропрочныесвойства длительно работающего металла, микроповрежденность на момент продлениясрока его службы;
результаты дефектоскопическогоконтроля;
другие дополнительныеданные, характерные для конкретного элемента оборудования.
4.3. К эксплуатациисверхпаркового ресурса допускаются элементы оборудования, металл которыхудовлетворяет критериям оценки состояния, приведенным в разд. 6настоящей ТИ, при положительных результатах расчета на прочность и определенияостаточного ресурса.
4.4. Специализированнаяорганизация проводит на основании исследований и данных владельца оборудованияанализ состояния длительно работающего металла и составляет экспертноезаключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования. Дляподготовки заключения специализированные организации используют результатыконтроля и другие данные, имеющиеся у владельца оборудования, при получениикоторых были соблюдены требования действующей НД. Заключение утверждаетсяГосгортехнадзором России.
4.5. При положительнойоценке возможности дальнейшей эксплуатации оборудования специализированнаяорганизация разрабатывает и вносит в заключение номенклатуру и объемы контроляоборудования, условия его эксплуатации.
4.6. На основании выводов ирекомендаций экспертного заключения специализированной организации владелецсоставляет Решение АО-энерго (АО-электростанции), содержащее в своейпостановляющей части конкретные предложения по условиям и срокам продленияэксплуатации оборудования.
При отрицательном заключенииспециализированной организации о возможности дальнейшей эксплуатацииэнергетического оборудования владелец этого оборудования после проведенияремонтных работ или восстановительной термической обработки представляет егоповторно в специализированную организацию, которая дала отрицательноезаключение, для рассмотрения и подготовки заключения о возможности и условиях дальнейшейэксплуатации энергетического оборудования.
4.7. Решение АО-энерго(АО-электростанции) о дальнейшей эксплуатации оборудования утверждается (неутверждается, утверждается с ограничениями) РАО «ЕЭС России» и вноситсявладельцем оборудования в его паспорт. Для утверждения Решения АО-энерго в РАО«ЕЭС России» представляется заключение специализированной организации осостоянии оборудования, возможности его дальнейшей эксплуатации и номенклатуреи объеме контроля в разрешенный период эксплуатации.
5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ ИИССЛЕДОВАНИЙ МЕТАЛЛА
Для оценки состоянияосновного металла и сварных соединений оборудования и его пригодности кдальнейшей эксплуатации проводятся контроль и исследование металла вырезок егоответственных узлов и элементов в соответствии с требованиями разд. 3 и 4.
5.1. Поверхности нагрева
5.1.1. Оценка остаточногоресурса труб поверхностей нагрева производится по вырезкам. Для выявления зоныповышенного риска преждевременных разрушений проводится ультразвуковаятолщинометрия и магнитная диагностика труб поверхностей нагрева, работающих притемпературе выше 450 °С, в соответствии с [4], ниже 450 °С — всоответствии с [3] или [4]. Выбор мест вырезкиобразцов осуществляется в соответствии с результатами этих измерений.
5.1.2. При исследованииметалла вырезок труб поверхностей нагрева определяются:
толщина стенки и наружныйдиаметр в двух взаимно перпендикулярных направлениях (лоб — тыл, бок — бок);
скорость наружной коррозии вкотлах, работающих на агрессивных топливах (сернистом мазуте, экибастузском углеи др.);
внутренний диаметр труб;
толщина окалины навнутренней поверхности труб с лобовой и тыловой сторон и ее строение по всемупериметру, при этом отмечается характер макроповреждений оксидной пленки(трещины, язвы, осыпание пленки и др.);
микроструктура металла, атакже характер и глубина коррозионных повреждений на кольцевых образцах снаружной и внутренней сторон по всему периметру;
для труб, работающих притемпературе выше 450 °С, дополнительно определяют:
химический и фазовый составметалла;
твердость (НВ) металла попоперечному сечению трубы;
длительную прочность принеобходимости;
оценку остаточного ресурсапроводят в соответствии с [4].
При выявлении поврежденийметалла, перечисленных в разд. 6.1, оценка остаточного ресурса не производится.
Для труб из стали 12Х1МФ,работающих при температуре ниже 450 °С, и из стали 20, работающихпри температуре ниже 400 °С, дополнительно определяются механические свойствапри кратковременном разрыве.
5.2. Паропроводы
5.2.1. После отработкипаркового ресурса, накопления остаточной деформации отдельными элементамипаропровода более половины допустимой, а также при выявлениимикроповрежденности структуры (4 балла и более) оценка срока дальнейшейэксплуатации паропровода производится по вырезке.
5.2.2. На паропроводепроизводится одна вырезка на каждую марку стали из гиба с максимальнойостаточной деформацией. При невозможности вырезать весь гиб целиком можнооценить изменение свойств металла в процессе эксплуатации на вырезке из прямогоучастка гиба с обязательной оценкой в этом случае микроповрежденностирастянутой зоны гиба неразрушающими методами.
5.2.3. При необходимостиодновременного исследования сварного соединения рекомендуется совместить обевырезки.
5.2.4. Вырезки рекомендуетсяпроизводить механическим способом. При использовании для этой целиэлектродуговой или газовой резки образцы на вырезке должны располагаться нарасстоянии не менее 20 мм от места резки.
5.2.5. Длина вырезки должнабыть не менее 300 мм. Схема расположения образцов на механические испытанияпредставлена на рис. 1. Образцы на длительную прочность располагаютсявдоль трубы.
Рис. 1. Схема вырезки образцов изтрубы паропровода:
1 и 2 — образцы для испытания на разрыв и удар соответственно; 3 — образец длякарбидного анализа; 4 — образец для металлографическогоанализа
5.2.6. При исследованииметалла вырезок из паропроводов определяются:
химический состав металла, втом числе содержание легирующих элементов в карбидах (фазовый анализ);
твердость (НВ) металла попоперечному сечению;
механические свойстваметалла при комнатной и рабочей температурах;
микроструктура металла иналичие неметаллических включений по толщине стенки трубы;
микроповрежденность (поры)по толщине стенки трубы;
жаропрочность металла;
дополнительный ресурс работыпаропроводов.
5.2.7. При определениикратковременных механических свойств металла при комнатной и рабочейтемпературах должно быть испытано не менее двух образцов на растяжение и трех -на ударную вязкость для каждого значения температуры.
В случаенеудовлетворительных результатов механических испытаний проводятся повторныеиспытания образцов из той же трубы. При положительных результатах повторныхиспытаний они считаются окончательными, при отрицательных — элементы могут бытьдопущены к эксплуатации на основании заключения специализированной организации.
5.2.8. Испытания надлительную прочность и ползучесть проводятся для получения количественныхоценок длительной прочности и ползучести. Испытания на длительную прочность иползучесть проводятся в соответствии с [9].
5.2.9. Исследованиемикроповрежденности проводится на образцах из вырезанного участка по всейтолщине стенки трубы. Оценку микроповрежденности металла допускаетсяпроизводить методами оптической и электронной микроскопии, прецизионнымопределением плотности.
5.2.10. Трубы и гибы,работающие в условиях ползучести, при достижении значений остаточной деформациивыше указанных в п. 6.2.1 настоящей ТИ (до или после достиженияпаркового ресурса) разрешается эксплуатироватьограниченный срок при постоянном контроле акустико-эмиссионным методом.
5.2.11. Измерение остаточнойдеформации ползучести производится на паропроводах, изготовленных из:
углеродистых,кремнемарганцевых и хромомолибденовых сталей, работающих при температуре пара450 °С и выше;
хромомолибденованадиевыхсталей — при 500 °С и выше;
высокохромистых иаустенитных сталей — при 540 °С и выше.
Контролю подлежат вседействующие паропроводы (в том числе в пределах котлов и турбин), длительностьработы которых превышает 3 тыс. ч в год.
5.2.12. Остаточнаядеформация ползучести труб измеряется микрометром с точностью шкалы до 0,05 ммпо реперам, устанавливаемым на прямых трубах длиной 500 мм и более, а также нагнутых отводах, имеющих прямые участки длиной не менее 500 мм. Реперырасполагаются по двум взаимно перпендикулярным диаметрам (рис. 2) всредней части каждой прямой трубы, прямого участка каждого гнутого отвода нарасстоянии не менее 250 мм от сварного соединения или начала гнутого участка.Конструкция применяемых реперов приведена на рис. 3. При невозможности установкиреперов в двух взаимно перпендикулярных направлениях допускается установкатолько одной пары реперов.
Приварка реперов к телуконтролируемой трубы должна осуществляться только аргонодуговым способомсварки.
Установка реперов на трубы инанесение на исполнительную схему-формуляр мест их расположения производятся вовремя монтажа при непосредственном участии представителя лаборатории металлов ицеха — владельца паропровода.
Реперы на схеме должны иметьнумерацию, остающуюся постоянной в течение всего периода эксплуатациипаропровода.
Места расположения реперовдолжны быть отмечены указателями, выступающими над поверхностью изоляциипаропровода.
Измерение остаточной деформацииползучести производится при температуре стенки трубы не выше 50 °С.
Рис. 2. Схема расположения реперовна трубе паропровода:
1 — реперы с втулкой; 2 — простые реперы
Рис. 3. Эскиз репера (начало):
а — простой репер
Рис. 3. Окончание:
б — репер с резьбовой втулкой для определения первоначального размера(репер выполняется из аустенитной стали; резьбовая втулка — изперлитной стали, аналогичной материалу паропровода)
Остаточная деформацияползучести от начала эксплуатации до i-го измерения определяетсяпо формуле
,
где DЕ — остаточная деформацияползучести, %;
Di — диаметр,измеренный по реперам при i-м измерении в двух взаимноперпендикулярных плоскостях (горизонтальной Dг, вертикальной Dв (см. рис. 2), мм;
— исходный диаметр трубы, измеренный пореперам в исходном состоянии, мм;
— наружный диаметр трубы,измеренный вблизи реперов в двух взаимно перпендикулярных плоскостях в исходномсостоянии, мм.
В формулу подставляютсязначения измерений как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскости.Наибольшее полученное значение принимается за расчетное. Сводные результатыизмерений остаточной деформации по всем агрегатам, на которых производилисьизмерения, заносятся в формуляр паропровода.
5.3. Барабаны
5.3.1. Методическиетребования к проведению неразрушающего контроля, а также рекомендации попроведению вырезок металла и технологии восстановления герметичности барабанаприведены в приложениях 5, 6 и 7 Инструкции [1].
5.3.2. Оценка остаточногоресурса барабана выполняется по условиям малоцикловой усталости с учетомтермических напряжений и коррозионного фактора в соответствии с рекомендациямиприложения 3 Инструкции [1].
5.4. Корпусы арматуры идругие литые детали паропровода
5.4.1. После отработкипаркового ресурса литых деталей оценка срока дальнейшей эксплуатациипроизводится на основании исследования структуры, измерения твердости и расчетана прочность.
5.4.2.Исследование структуры проводится на сколе, взятом на радиусном переходе в зонемаксимальных напряжений.
5.4.3. Измерение твердостипроизводится в зонах, указанных в п. 5.4.2 настоящей ТИ.
5.4.4. Расчет на прочностьпроизводится с учетом фактических условий работы и геометрических размеровдетали по допускаемым напряжениям, указанным в нормах расчета на прочность. Приотсутствии соответствующих допускаемых напряжений расчет производитсяспециализированными организациями.
5.5. Корпусные детали турбин
5.5.1. Для оценки надежностилитого металла из детали, содержащей трещину или имеющей выборку глубиной более40 % толщины стенки, следует вырезать заготовку, позволяющую изготовить дваобразца размерами 10´10´55 мм. Вырезку следуетделать как можно ближе к трещине поэскизам специализированной организации или организации — изготовителя турбины [8].
5.5.2. Из заготовки делаются образцы с двойныминадрезами для определения критического раскрытия при рабочей температуре игорячей твердости (рис. 4 и 5). Качество поверхности образца и допуски на егоразмеры должны соответствовать требованиям к ударным образцам по [11].
Два параллельных надреза, расположенные в среднейчасти одной из боковых сторон образца перпендикулярно к его продольной оси,наносятся с помощью фрезы толщиной 0,5±0,1 мм; глубина надрезов 5,0±0,5 мм, расстояние между ними 5,0±0,1 мм (см. рис. 4).
Один торец образца должен быть базовым и обработан счистотой Ra = 0,16. Расстояние до надрезов должно отсчитываться отэтого торца. Сторона образца с базовым торцом должна быть отмечена керном.Профиль надрезов прямоугольный, при этом радиусы закругления в месте сопряжениядна надреза и его стенок не должны превышать 0,025 мм.
Испытания на удар при рабочей температуре выполняютсяпо [11].Температура испытания должна быть равна температуре пара на входе в корпус.
При испытании на ударный изгиб необходимо образецрасположить так, чтобы удар осуществлялся точно посредине образца. На боковойстороне образца строго посреди не между надрезами наносится риска. Положениебазового торца относительно опор копра должно фиксироваться упором. Ширинанадрезов около их дна измеряется на металлографическом микроскопе при 50 -70-кратном увеличении с точностью до 0,01 мм.
За базовую поверхность при измерении ширины каждого издвух надрезов принимается боковая кромка надреза со стороны соответствующеготорца: у левого надреза — кромка со стороны левого торца, у правого — состороны правого. Эта кромка выставляется строго по вертикали измерительноголимба микроскопа. Вторая точка отсчета для определения ширины надрезаустанавливается на его дне и месте перехода от горизонтальной части к радиусузакругления, причем разница высот точки окончания дна надреза и его плоскойчасти не должна превышать 0,03 мм (см. рис. 5).
5.5.3. Измерение раскрытия после испытанияосуществляется на полированной и протравленной поверхности половинки ударногообразца с неразрушившимся надрезом, травитель — 3 %-ный раствор HNO3 вспирте. При шлифовке должен быть снят слой толщиной 1,5 — 2,0 мм.
Правильность проведенного испытания проверяется путемизмерения расстояния между риской и краем излома. Оно не должно превышать 0,3мм.
Неудовлетворительная локальная пластичность обычнонаблюдается при наличии в микроструктуре 50 % и более участков с бейнитнойориентацией.
Измерения производятся инструментальным или металлографическиммикроскопом (например, ММУ-3) с точностью до 0,01 мм.
Рис. 4. Ударный образец с двумянадрезами
Рис. 5. Схема измерениякритического раскрытия:
а — до испытания
б — после испытания
Величина критического раскрытия определяется по неразрушенномунадрезу как разность между шириной дна надреза после испытания и его начальнойшириной.
Возможно, что после испытания в дне надреза не будеттрещин. Тогда измерение конечной ширины надреза идентично измерению в исходномсостоянии. Если же по надрезу произошло частичное разрушение образца, приизмерении важно не включать в ширину надреза зазоры, образующиеся прираспространении трещины. Это облегчается тем, что благодаря прямоугольномупрофилю надрезов надрывы локализуются в углах сопряжения дна и стенок надреза.Для облегчения обнаружения надрывов по дну надреза следует использоватьразличие в цвете у деформированного дна надреза и у поверхности распространениятрещин, измеряя только темные участки, то есть только дно надреза. Значениекритического раскрытия определяется по формуле
dс = bк — b0,
гдеb0 — начальная ширина неразрушающего надреза, мм;
bк — ширина того же надреза после испытания, мм,
,
где h — горизонталь, мм (см. рис. 5).
При выполнении всехтребований точность определения раскрытия составляет не менее ±15 %.
Измерение ширины дна надрезапосле испытания включает определение угла поворота дна надреза относительногоризонтали a и значения проекции дна надреза на горизонталь h(см. рис. 5).
5.5.4. Твердость по Бринеллюпри рабочей температуре измеряется твердомером. При проведении испытанийнагрузка 7500 Н, шарик диаметром 5 мм, выдержка 30 с. Измерения производятся наполовинках ударных образцов. Наносится не менее трех отпечатков на каждомобразце.
5.5.5. Допустимые размерытрещин определяются для недоступных зон деталей в соответствии с требованиями [7], адля остальных зон — по [8].
5.6. Детали проточной частитурбин
5.6.1. Методики проведенияконтроля состояния металла цельнокованых роторов паровых турбин приведены в [12] и[13].
5.6.2. Методики проведенияконтроля состояния металла насадных дисков и рабочих лопаток, работающих в зонефазового перехода паровых турбин, приведены в [14] и [15].
5.6.3. При контроле дисковфиксируется наличие общей и язвенной коррозии, коррозионного растрескивания,эрозии, следов задевания и других механических повреждений.
5.6.4. При контроле диафрагми направляющих лопаток фиксируется наличие задеваний и других механическихповреждений ободов и лопаток, трещин, общей и язвенной коррозии, эрозии,остаточной деформации диафрагм.
5.6.5. При контроле рабочихлопаток фиксируется наличие трещин, следов задеваний и других механическихповреждений, коррозии, эрозии, остаточной деформации (удлинение, разворот, выход из ряда);проверяется качество крепления лопаток, состояние заклепок. Длялопаток последних ступеней турбин производства ПО ЛМЗ и ПО ТМЗ фиксируется наличиепротивоэрозионных пластин.
5.6.6. При контроле бандажей(покрывных и проволочных) фиксируется наличие трещин, следов задевания,коррозии, механических повреждений.
5.7. Крепеж
5.7.1. Измерение твердостипроизводится на торце шпильки или гайки. Количество отпечатков не менее трех.
5.7.2. Для исследованиямеханических свойств (при необходимости) отбирается одна шпилька с минимальной,а другая — с максимальной твердостью.
5.8. Сварные соединения
5.8.1. После выработкипаркового ресурса оценка срока дальнейшей эксплуатации сварных соединенийпроизводится по вырезке.
5.8.2. Представительнымисчитаются сварные соединения, вырезаемые из паропроводов с наибольшейнаработкой с учетом результатов контроля.
5.8.3. Стыковое сварноесоединение вырезается из паропровода с помощью газовой резки. Длина вырезаемогосварного трубного элемента с кольцевым швом посредине должна быть не менее 250мм. Вырезку сварного соединения желательно совместить с вырезкой основнойметалла. В этом случае длина вырезаемого участка должна быть не менее 500 мм.
5.8.4. Вырезанный сварнойтрубный элемент должен быть отторцован на токарном станке до длины 210 мм сошвом посредине.
5.8.5. Разрезка сварноготрубного элемента на погоны и изготовление образцов для испытаний иисследований производятся только механическимспособом.
5.8.6. При исследованиисварных соединений определяются:
твердость основного инаплавленного металла;
механические свойствасварного соединения по результатам испытаний образцов на растяжение и ударныйизгиб при комнатной и рабочей температурах;
статическая трещиностойкостьзон сварного соединения по результатам испытания образцов на однократныйтрехточечный изгиб;
химический состав металлашва и основного металла;
фазовый состав металла шва иосновного металла по результатам карбидного анализа (при необходимости);
макроструктура сварногосоединения на трех макрошлифах поперечного сечения;
микроструктура металла зонсварного соединения по результатам металлографического анализа микрошлифов илиреплик;
микроповрежденность металлазон сварного соединения по результатам металлографического анализа микрошлифовили реплик;
жаропрочность сварногосоединения паропровода.
6.КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА
6.1.Трубы поверхностей нагрева
6.1.1. Не допускается выходтруб поверхностей нагрева из ранжира на величину диаметра трубы.
6.1.2. На трубах не должнобыть отдулин.
6.1.3. Допускаетсяувеличение наружного диаметра не более чем на 2,5 % для труб из легированныхмарок сталей и 3,5 % для труб из углеродистых сталей. Измерение диаметра трубпроизводится на вырезках.
6.1.4. Не допускаетсяналичие на внутренней поверхности труб продольных борозд глубиной 1 мм и более(выявленных при исследовании вырезок).
6.1.5. Приметаллографическом анализе вырезок в металле не допускаются:
трещины;
наличие водородного иводородно-кислородного охрупчивания, определенного последующим признакам:
обезуглероженный слой;
участки внутреннегоокисления;
развитие коррозионныхповреждений параллельно поверхности трубы.
6.2. Прямые трубы и гибы,работающие в условиях ползучести
6.2.1.Остаточная деформация не должна превышать:
для прямых труб из стали12X1МФ — 1,5 % диаметра;
для прямых труб из сталейдругих марок — 1,0 % диаметра;
для прямых участков гнутыхтруб независимо от марки стали — 0,8 % диаметра.
6.2.2. Механические свойствасталей должны удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После100 тыс. ч эксплуатации допускается снижение прочностных характеристик (пределпрочности sв и предел текучести — s0,2) на 30 МПа (3,0 кгс/мм2)и ударной вязкости на 15 кДж/м2 (1,5 кгс×м/см2) посравнению с нижним пределом на поставку.
6.2.3. Предел текучести s0,2 должен быть не ниже 180 МПадля стали 12X1МФ и 200 МПа для стали 15Х1М1Ф при температуре 550°С, 200 МПа для сталей 12МХ и 15ХМ при температуре 510 °С.
6.2.4. Длительная прочностьдля конкретной марки стали на базе 105 и 2×105 часов недолжна отклоняться более чем на 20 % в меньшую сторону по сравнению со среднимизначениями данной Монтаж , приведенными в табл. 15 ТУ 14-3Р-55-2001.
Минимальный уровеньдлительной пластичности должен быть не ниже 5 % по результатам испытанийобразцов до разрушения на базе, условно соответствующей периоду продления срокаэксплуатации паропровода.
6.2.5. При исследовании наоптическом микроскопе при 500-кратном увеличении микроповрежденность должнабыть не выше 4-го балла по стандартной шкале микроповрежденности согласно [19].
6.2.6. Снижение плотностиметалла вблизи наружной поверхности по сравнению с исходным состоянием недолжно превышать 0,3 %.
6.2.7. Овальность гибовдолжна быть не ниже 1,5 % (за исключением гибов, изготовленных нагревом ТВЧ сосевым поджатием).
6.2.8. Трещины любого видана гибах паропроводов не допускаются.
6.3. Гибы, работающие притемпературах ниже 450 °С
Монтаж гибов должныудовлетворять требованиям [5] и [16]. Не допускается наличиедефектов на поверхности гибов с глубиной более 10 % толщины стенки или более 2мм.
6.4. Барабаны
6.4.1. Твердость металла поданным измерений переносными приборами должна находиться в следующих пределах:
для сталей 20Б, 20, 15М,16М, 15К, 20К, 22К — 120 — 180 НВ;
для сталей марок 16ГНМ и16ГНМА — 130 — 200 НВ.
6.4.2. В основном металле исварных соединениях барабана не допускаются дефекты типа трещин всех видов инаправлений. Порядок выборки дефектов, контроля мест выборок и технологияремонта основных элементов барабанов должны соответствовать требованиям [23].Возможность эксплуатации барабана с дефектами типа трещин определяетсяспециализированными научно-исследовательскими организациями.
6.4.3. При обнаружениирасслоения в обечайке или днище возможность и условия дальнейшей эксплуатациибарабана определяются специальным расчетом на прочность.
6.4.4. Допускаются одиночныекоррозионные язвы, эрозионные повреждения, раковины и другие подобные дефектыпологого профиля глубиной не более 10 % от толщины стенки, но не более 8 мм смаксимальным размером на поверхности не более 400 мм2, отстоящие откромки ближайшего отверстия или сварного шва на расстоянии не менее 300 мм. Взонах отверстий (включая кромки) и сварных соединений, то есть на расстоянии отних менее 300 мм, допускаются одиночные дефекты (кроме трещин) глубиной неболее 5 мм и максимальным диаметром не более 10 мм.
Допускается оставлять вэксплуатации скопления коррозионных язв, а также одиночныекоррозионно-эрозионные дефекты на кромках отверстий глубиной не более 3 мм.
В случае допуска вэксплуатацию барабанов с перечисленными в настоящем пункте дефектами требуетсяподтвердить отсутствие трещин в местах этих дефектов дополнительным контролемметодом МПД или ЦД, или ТР, или ТВК.
6.4.5. Структура металла порезультатам металлографических исследований (на репликах, сколах или вырезках)не должна иметь микротрещин и (или) графитизации 2-го балла и более.
6.4.6. Свойства металла,определенные при комнатной температуре на образцах из вырезок (пробок) основныхэлементов барабана, должны удовлетворять следующим требованиям:
прочностные Монтажметалла (временное сопротивление разрыву и условный предел текучести) не должныотличаться более чем на 5 % в меньшую сторону от значений, регламентированныхсоответствующими ТУ на поставку;
отношение предела текучестик временному сопротивлению разрыву не должно превышать 0,7 для углеродистыхсталей и 0,8 — для легированных;
относительное удлинениедолжно быть не менее 16 %;
ударная вязкость на образцахс надрезом типа 11 (Шарпи) должна составлять не менее 25 кДж/м2 (2,5кгс×м/см2).
6.5. Питательныетрубопроводы
6.5.1. Утонение прямыхучастков трубопровода и гибов в нейтральных зонах не должно превышать 10 %номинальной толщины, а гибов в растянутых зонах (на наружном обводе) — 15%.
На крутоизогнутых гибахдопускается утонение стенки по наружному обводу до 20 % номинальной толщины.
6.5.2. Овальность гибов трубне должна превышать 8 %.
6.5.3. На внутреннем обводегибов допускается плавная волнистость с наибольшей высотой не более половиныноминальном толщины стенки трубы, но не более 10 мм. При этом шаг волн долженбыть не менее утроенной их высоты.
6.5.4. Допускается оставлятьв эксплуатации элементы с одиночными коррозионными язвами, эрозионнымиповреждениями или раковинами глубиной не более 10 % номинальной толщины стенкиэлемента, но не более 3 мм и протяженностью не более (D- среднийдиаметр элемента, мм; S — толщина стенки, мм).Одиночными считаются дефекты, расстояние между ближайшими кромками которыхпревышает утроенное значение максимального диаметра наибольшего из дефектов.
Допускается оставлятьскопление коррозионных язв глубиной не более 0,5 мм. Продольные цепочки язв, атакже трещины всех видов и направлений не допускаются.
6.5.5. Механическиесвойства, определенные при комнатной температуре на образцах вырезок металла изпрямых участков трубопровода, должны удовлетворять следующим требованиям:
прочностные Монтажметалла (временное сопротивление разрыву и условный предел текучести) не должныотличаться более чем на 5 % в меньшую сторону от значений, регламентированныхсоответствующими ТУ на поставку;
отношение предела текучестик временному сопротивлению разрыву не должно превышать 0,65 для углеродистыхсталей и 0,75 для легированных;
минимальное значение ударнойвязкости на образцах с надрезом типа 11 (Шарпи) должно быть не менее 25 кДж/м2(2,5 кгс×м/см2).
6.6. Корпусы арматуры идругие литые детали паропровода
6.6.1. Качество поверхностилитых деталей оценивается в соответствии с требованиями [17].
6.6.2. Твердость литогометалла должна удовлетворять требованиям технических условий на поставку. После250 тыс. ч эксплуатации допускается снижение твердости на 20 % по сравнению снижним пределом на поставку.
6.6.3. При исследованиимикроструктуры на оптическом микроскопе поры размером более 5 мкм недопускаются.
6.7. Корпусные детали турбин
6.7.1.Требования по характеристикам металла приведены в таблице.
Характеристика или единица измерения
Температура испытания, °С
Допустимое значение (не менее) для сталеймарок
15Х1М1ФЛ
20ХМФЛ
20ХМЛ
1
2
3
4
5
1. Предел текучести, МПа
20
255
245
220
2. Доля вязкой составляющей в изломеударного образца Шарпи (KCV),%
150/80
100/50
100/50
100/50
3. Ударная вязкость (KCV), кДж/м2
150/80
300
300
300
4. Критическое раскрытие при ударномнагружении, мм
Температура пара на входе в турбину
0,25
0,25
0,25
5. Горячая твердость, МПа
Температура пара на входе в турбину
850
950
900
6. Твердость, НВ
20
145
140
115
7.Количество пор ползучести диаметром более 2 мкм в одном поле зрения при500-кратном увеличении
20
3(не более)
5(не более)
5(не более)
6.7.2. Фактическая средняя скорость роста трещины замежремонтный период не должна превышать 10-3 мм/ч.
6.7.3. В случае невозможности удаления имеющейсятрещины, а также при прочих неудовлетворительных результатах контроля металлавозможность и условия дальнейшей эксплуатации определяются для корпусов стрещинами в недоступных зонах детали в соответствии с требованиями [7], вдругих зонах — в соответствии с [8].
6.8. Роторы турбин
6.8.1. На наружной поверхности ротора (концевых частяхвалов, ободе, гребнях, полотне, галтелях дисков, полумуфтах, тепловых канавках)не допускаются дефекты, превышающие требования [18]. Кроме этого на всейповерхности не допускаются трещины глубиной более 1 мм, коррозионные язвы,следы эрозионного износа, задеваний и механических повреждений, грубые риски иследы электроэрозии на поверхности шеек в местах посадки подшипников; грубыериски на призонных поверхностях отверстий под болты на полумуфтах, превышающихнормы организации — изготовителя турбины.
6.8.2. Нормы оценки качества металла в районе осевогоканала:
остаточная деформация, измеренная со стороны осевогоканала, не должна превышать 1 % диаметра осевого канала для роторов из сталейР2 и Р2МА и 0,8 % для роторов из сталей других марок;
скорость ползучести не должна превышать 0,5×10-5 %/ч для роторов из сталей Р2 и Р2МА и0,4×10-5 %/чдля роторов из сталей других марок;
в зоне с рабочей температурой металла 400 °С и более не должно быть одиночных равноосныхметаллургических дефектов с диаметром 3 мм и более и скоплений более мелкихравноосных дефектов в количестве более 10 шт. на площади 60 см2.Точечные дефекты размером менее 1,5 мм не учитываются;
не должно быть коррозионныхповреждений глубиной более 2 мм;
не допускается наличие протяженныхтрещиноподобных дефектов глубиной более 1 мм;
6.8.3. В объеме поковки недопускаются дефекты, размер которых по сопоставлению с плоским отражателем, атакже их количество превосходят следующие нормы:
общее количество дефектовэквивалентным диаметром от 2 до 4 мм включительно — 30 шт., в том числе врайоне бочки — 10 шт.; расстояние между дефектами в районе бочки должно бытьболее 50 мм;
расстояние междурасположенными в обоих концах ротора отдельными дефектами эквивалентнымдиаметром от 2 до 4 мм включительно — 50 мм; при расположении их на однойпрямой, параллельной оси ротора, — 30 мм, в одном радиальном направлении — 15мм;
общее количество дефектовэквивалентным диаметром от 4 до 6 мм включительно — 10 шт., расстояние междуними должно быть более 50 мм;
дефекты эквивалентнымдиаметром более 6 мм.
Отдельные дефектыэквивалентным диаметром до 2 мм не учитываются.
6.8.4. Степень сфероидизации(дифференциации) второй структурной составляющей в металле высокотемпературныхступеней ротора не должна превышать 3-го балла по шкале [19].
6.8.5. Твердость металлароторов из сталей 34ХМА, Р2, Р2МА должна быть не ниже 180 НВ, а роторов изстали ЭИ415 — 200 НВ.
6.8.6. Принеудовлетворительных результатах контроля возможность и условия дальнейшейэксплуатации ротора определяют специализированные организации.
6.9. Крепеж
Критериями оценки надежностиметалла крепежных деталей являются твердость и механические свойства, которыеприведены в [20].
6.10. Лопатки
6.10.1. Рабочие инаправляющие лопатки должны удовлетворять требованиям [21].
6.10.2. Коррозионныеповреждения рабочих лопаток, работающих в зоне фазового перехода турбин, недолжны превышать требований [15].
6.10.3. Величина эрозионногоизноса лопаток не должна превышать допускаемую заводом-изготовителем турбины и[22].
6.11. Диски
6.11.1. На наружнойповерхности дисков (ободе, гребне, полотне, ступичной части, шпоночном пазу) недопускаются дефекты, превышающие требования [18]. Кроме этого недопускаются следы эрозионного износа, превышающие нормы завода-изготовителятурбины.
6.11.2. Нормы коррозионнойповрежденности дисков, работающих в зоне фазового перехода турбин, определены в[15].
6.12. Сварные соединения
6.12.1. Качество и форманаружной поверхности сварных соединений должны удовлетворять требованиям [23].
6.12.2. Нормыкратковременных механических свойств металла сварных соединений при измерениитвердости и испытании образцов на растяжение и ударный изгиб регламентированы в[23].
6.12.3. Химический составнаплавленного металла сварных швов должен удовлетворять нормам [23].
6.12.4. Нормы оценкикачества сварных швов при макроанализе регламентированы [23].
При оценкемикроповрежденности металла зон сварного соединении браковочным при знакомявляется наличие цепочек пор ползучести по границам зерен, наличие микротрещинлюбых размеров, для стали 20 — графитизация 2-го балла и более.
6.12.5. При оценке вязкостиразрушения металла шва и зоны сплавления по результатам испытаний образцов снадрезом типа Менаже на статический изгиб браковочным признаком являютсязначения удельной энергии на зарождение трещины (Аз) иразвитие разрушения (Ар):
Аз < 0,8 МДж/м2 притемпературе 20 °С;
Ар < 0,3 МДж/м2 притемпературе 20 °С;
Аз < 0,4 МДж/м2при температуре 510 — 560 °С;
Ар < 0,7 МДж/м2 притемпературе 510 — 560 °С.
6.12.6. Длительная прочностьсварных соединений и коэффициент запаса прочности должны удовлетворятьтребованиям [9].Допустимый минимальный уровень длительной пластичности должен быть не менее 10% относительного сужения в месте разрушения образцов при испытании надлительную прочность.
Приложение 1Термины и определения
Термин
Определение
1
2
1. Гиб
Колено, изготовленное с применениемдеформации изгиба трубы
2. Деталь
Изделие, изготовленное из однородногоматериала (без применения сборочных операций)
3. Дефект (ГОСТ15467-79)
Каждое отдельное несоответствие продукцииустановленным требованиям
4. Дефектоскопия
Обобщающее название неразрушающих методовконтроля материалов (изделий); используется для обнаружения нарушенийсплошности или неоднородности макроструктуры
5. Живучесть (ГОСТ27.002.89)
Свойство объекта, состоящее в егоспособности противостоять развитию критических отказов из-за дефектов иповреждений при установленной системе технического обслуживания и ремонта,или сохранять ограниченную работоспособность при воздействиях, непредусмотренных условиями эксплуатации, или сохранять ограниченнуюработоспособность при наличии дефектов или повреждении определенного вида, атакже при отказе некоторых компонентов. Примером служит сохранение несущейспособности элементами конструкции при возникновении в них усталостныхтрещин, размеры которых не превышают заданных значений
6. Колено
Фасонная часть, обеспечивающая изменениенаправления потока рабочей среды на угол от 15 до 180°
7. Колено кованое
Колено, изготовленное из поковки споследующей механической обработкой
8. Колено крутоизогнутое
Колено, изготовленное гибкой, радиусом отодного до трех номинальных наружных диаметров трубы
9. Колено штампосварное
Колено, изготовленное из листа штамповкой исваркой
10. Коллектор (ГОСТ 23172-78)
Элемент котла, предназначенный для сборкиили раздачи рабочей среды, объединяющий группу труб
11. Контроль технического состояния (ГОСТ20911-89)
Проверка соответствия значений параметровобъекта требованиям технической документации и определение на этой основеодного изданных видов технического состояния в данный момент времени.
Примечание. Видами технического состояния являются,например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. взависимости от значений параметров в данный момент времени
12. Наработка (ГОСТ 20911-89)
Продолжительность работы объекта
13. Предельное состояние
Состояние объекта, при котором егодальнейшая эксплуатация либо восстановление работоспособного состоянияневозможны или нецелесообразны
14. Прогнозирование технического состояния(ГОСТ20911-89)
Определение технического состояния объектас заданной вероятностью на предстоящий интервал времени
Примечание. Целью прогнозирования технического состоянияможет быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), втечение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта,или вероятности сохранения работоспособного (исправного) состояния объекта назаданный интервал времени
15. Ресурс
Суммарная наработка объекта от начала егоэксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельноесостояние
16. Ресурс остаточный
Суммарная наработка объекта от моментаконтроля его технического состояния до перехода в предельное состояние
17. Ресурс парковый
Наработка однотипных по конструкции, маркамстали и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, впределах которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдениитребований действующей нормативной документации
18. Служебные свойства металла
Комплекс механических и физическиххарактеристик, используемый в прочностных и тепловых расчетахэнергооборудования
19. Средство технического диагностирования(контроля технического состояния) (ГОСТ 20911-89)
Аппаратура и программы, с помощью которыхосуществляется диагностирование (контроль)
20. Стыковое сварное соединение
Соединение, в котором свариваемые элементыпримыкают друг к другу торцевыми поверхностями и включают в себя шов и зонутермического влияния
21. Технический диагноз (результатконтроля) (ГОСТ 20911-89)
Результат диагностирования
22. Техническое диагностирование (ГОСТ20911-89)
Определение технического состояния объекта
Примечание. Задачами технического диагностирования являются:
контроль технического состояния; поиск местаи определение причин отказа (неисправности); прогнозирование техническогосостояния
23. Техническое состояние объекта (ГОСТ20911-89)
Состояние, которое характеризуется вопределенный момент времени, при определенных условиях внешней средызначениями параметров, установленных технической документацией на объект
24. Толщина стенки фактическая
Толщина стенки детали, измеренная наконкретном ее участке при изготовлении или в эксплуатации
25. Условия эксплуатации объекта
Совокупность факторов, действующих наобъект при его эксплуатации
Приложение 2Методика определения деталей иэлементов трубопроводов, работающихс наибольшими напряжениями, для включения их вконтрольную группу элементов
Целью данной работы является выявление деталей иэлементов трубопроводов (рис. 2.1), работающих с наибольшими напряжениями.
Работа включает в себя следующие этапы:
1. Проведение обследованиятехнического состояния трубопроводов и опорно-подвесной системы их крепления(далее — ОПС):
1.1. Измерение фактическихлинейных размеров трасс трубопроводов с привязкой ответвлений, опор, подвесок,арматуры и пунктов контроля за тепловыми перемещениями.
1.2. Измерение геометрических характеристикустановленных пружин: количества витков, диаметров прутков и диаметров навивкипружин, а также высот пружин при рабочем состоянии трубопроводов. Кроме того, вместе установки каждой пружинной подвески измеряется расстояние по прямой отузла закрепления на строительных конструкциях до оси трубопровода в местекрепления подвески.
1.3. Проверка работоспособностиОПС трубопроводов, а также возможности свободного перемещения трубопроводов впространстве при их температурных расширениях.
1.4. Составление ведомостей дефектов трубопроводов(приложение 2.3) на основании данных пп. 1.1 — 1.3, вкоторых указываются необходимые мероприятия по устранению дефектов и срокивыполнения этой работы.
1.5. Разработка расчетных схем трубопроводов(приложение 2.4), на которых также указываютсяпрепятствия для свободного расширения трубопроводов (если они имеются).Расчетная схема является основным исходным материалом для выполнения расчетовтрубопроводов на прочность с учетом состояния опорно-подвесной системы.
Схема паропровода
— опора паропровода (подвижная)
— опора паропровода (неподвижная)
— репер для контроля и регистрации тепловыхперемещений паропровода
— репера для замеров остаточных деформацийтруб паропровода
— сварное соединение, выполненное ворганизации-изготовителе паропровода
— сварное соединение, выполненное при монтажепаропровода
— задвижка
Примечание. Схема приведена в качестве типовой, составляется эксплуатационнымперсоналом.
Кроме указанных данных должны быть приложенысертификаты на металл и данные по контролю в объеме требований техническихусловий на поставку.
Рис. 2.1. Схема трубопровода
2.Выполнение расчетов трубопроводов на прочность для выявления деталей иэлементов, работающих с наибольшими напряжениями от совместного воздействия,внутреннего давления, весовой нагрузки, температурных расширений, реакций опори подвесок, а также влияния препятствий для свободного расширениятрубопроводов.
2.1. Расчеты трубопроводовпроводятся по программе.
2.2. Расчеты выполняются длядвух вариантов:
2.2.1. Вариант 1.Определение деталей и элементов трубопроводов, работающих с наибольшиминапряжениями.
2.2.1.1. Расчет выполняетсяс учетом:
Монтаж отоплениярования препятствийдля свободного расширения трубопроводов (если таковые имеются);
фактического состояния трасси ОПС трубопроводов;
фактической нагрузкипружинных опор и подвесок;
фактических длин тягпружинных подвесок;
фактического веса деталей иэлементов трубопровода и тепловой изоляции, смонтированной на трубопроводе допроведения ремонта;
фактических типоразмеровтруб, овальности и толщины стенок в растянутой зоне гибов (данныепредоставляются лабораторией металлов), жесткости установленных скользящих опори жестких подвесок.
2.2.1.2.При анализе результатов проведенных расчетов определяются детали и элементытрубопроводов, работающие с наибольшими напряжениями от совместного воздействиявсех нагружающих факторов, что является основанием для включения их вконтрольную группу.
2.2.2. Вариант 2.Определение предполагаемого расчетного ресурса трубопроводов.
2.2.2.1. Расчет выполняется:
с учетом жесткостиустановленных (или замененных по результатам обследования) пружин опор иподвесок;
для состояния трубопроводов,отвечающих принятым в НТД требованиям; в частности, дефекты трубопроводов и ихОПС, а также препятствия для свободного температурного расширения должны бытьустранены;
для веса тепловой изоляции,которая будет смонтирована на трубопроводе в процессе ремонта.
2.2.2.2.Результаты расчета в дальнейшем используются:
для определенияиндивидуального ресурса трубопровода (таблица напряжений в сеченияхтрубопроводов);
для проведения наладки ОПСкрепления (таблица нагрузок на опоры и подвески);
для контроля за тепловымиперемещениями трубопроводов (перемещения сечений трубопроводов).
3. Порезультатам проведенной по пп. 1, 2 работы оформляется следующая техническая документация (приложение 2.2), которая представляется нарассмотрение экспертно-технической комиссии:
3.1. Ведомость дефектовтрубопроводов (приложение 2.3) и ОПС с отметками об устранениидефектов.
3.2. Расчетная схема трубопровода(приложение 2.4).
3.3. Напряжения в сеченияхтрубопроводов (приложение 2.5).
3.4. Нагрузки на опоры иподвески трубопроводов (приложение 2.6).
3.5. Результаты контроля затемпературными перемещениями трубопровода (приложение 2.7).
4. Последовательностьвыполнения работ и ответственные ее исполнители.
Проверку ОПС и ПРПСрекомендуется начинать не менее чем за два месяца до капитального ремонтаоборудования.
Измерение высот пружин вупругих подвесках и опорах, а также работы по п. 1.3 должны быть выполнены врабочем состоянии трубопровода.
Работы по пп. 1 — 3 (заисключением пп. 2.2.1.2, 2.2.2.2) могут выполнятьсякак ответственными за состояние ОПС данного объекта, так и специализированнымиорганизациями. Работы по пп. 2.2.1.2, 2.2.2.2 должны выполнятьсятолько специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии.
Приложение2.1
Утверждаю:
Главный инженер
электростанции
ФОРМУЛЯР
Отклонение температурыпара паропровода рег. ________.
Номинальнаятемпература пара = _________ °С.
Дата
Отклонение температуры пара от номинальногозначения, °С
5
10
15
20
25
30
Превышениесверх нормы t5 °C = мин
t10 °C= мин
·
·
·
Снижение ниженормы t5 °C= час
t10 °C= час
·
·
·
Начальник ПТОэлектростанции ___________________________
Начальник лабораторииметаллов __________________________
Приложение 2.2Перечень документации
1 Ведомость дефектовтрубопроводов.
2. Расчетная схематрубопровода (см. приложение 2.4) (расположение подвесок, опор, пунктовконтроля за тепловыми перемещениями).
3. Напряжения в сеченияхтрубопроводов (см. приложение 2.5).
4. Нагрузки на опоры иподвески трубопровода (см. приложение 2.6).
5. Результаты контроля затемпературными перемещениями трубопровода (см. приложение 2.7).
Представительспециализированной
организации _____________________________________
(должность) (подпись)
Представитель эксплуатации
ТЭС _____________________________________
(должность) (подпись)
Приложение 2.3
Утверждаю:
Главныйинженер____________
____________________________
«___»_____________________ г.
Ведомость дефектовтрубопроводов
№ п/п дефекта
Характер дефекта
Место расположения дефекта
Рекомендации по устранению
Ответственные за устранение
Отметка о выполнении
1
2
3
4
5
6
Обследованиепровели:
Представительспециализированной
организации _____________________________________
(должность) (подпись)
Согласовано:
Представитель ремонтной
службы ТЭС _____________________________________
(должность) (подпись)
Представительэксплуатации
ТЭС _____________________________________
(должность) (подпись)
Приложение 2.4Расчетнаясхема трубопровода, представлена в качестве типовой (приводятсятипоразмер и материал труб, радиусы гибов,а также расчетные параметры пара)
Условные обозначения
-неподвижная опора
-пружинная подвеска
-указатель температурных перемещений (репер)
-расчетный узел
-расчетное сечение
п.н. — номер опоры по схеме
н.о. — неподвижная опора
с.о. — скользящая опора
ш.о. — шариковая опора
п.п. — пружинная подвеска
Рис. 2.2. Расчетная схема трубопровода
(Характеристика труб: типоразмер, радиус гиба, материал)
Наработка на«___»_____________ года составляет ______________ час
Наработка на моментобследования — ________________ час
Расчетные параметры Р =______ кгс/см2, t = ______ °С
Приложение 2.5Напряжения в сеченияхтрубопроводов
Номер сечения
Расчетные данные
Фактические данные
Напряжения в сечениях, кгс/см2
Выполнение условия прочности: «да» — «нет»
Напряжения в сечениях, кгс/см2
Выполнение условия прочности: «да» — «нет»
sэкв. раб
sэкв. хол
sэкв. раб
sэкв. хол
1
2
3
4
5
6
7
Расчеты выполнил
Представитель организации_____________________________
(должность)
_____________________________
(подпись)
Приложение 2.6Нагрузки на опоры и подвескитрубопровода _____________
Наименованиетрубопровода
Номеропоры по схеме
Номерапружин пo MBHили ОСТ
Высотапружин в свободном состоянии Нсв, мм
Максимальнаянагрузка на пружину Рдоп, кгс
Холодное состояние
Рабочее состояние
Высота пружины, мм
Нагрузка на опору, кгс
Высота пружины, мм
Нагрузка на опору, кгс
Небаланснагрузок на опору, %
расчетная, Нхол
фактическая Нф.хол
расчетная, Рхол
фактическая Рф.хол
расчетная, Нхол
фактическая Нф.хол
расчетная, Рхол
фактическая Рф.хол
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Примечания: 1. Таблица составлена на основанииизмерений высот пружин, произведенных:
в холодном состоянии — число, месяц, год;
в горячем состоянии — число, месяц, год.
2. Расчетные величинынагрузок на опоры взяты из расчетов по договору №_______
Представитель специализированной
организации _____________________________________
(должность) (подпись)
Представитель эксплуатации
ТЭС _____________________________________
(должность) (подпись)
Приложение 2.7Результаты контроля затемпературными перемещениями трубопровода
Наименование трубопровода
Номер индикатора по схеме
Величина перемещений вдоль осей координат,мм
Величина небалансов перемещений вдоль осейкоординат, мм
´1
´2
´3
´1
´2
´3
Расч.
Факт.
Расч.
Факт.
Расч.
Факт.
Допуск.
Факт.
Допуск.
Факт.
Допуск.
Факт.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Примечания: 1. Отметки холодного состояния оситрубопроводов произведены (число, месяц, год).
2. Положение оси трубопроводов прирабочих параметрах зафиксировано (число, месяц, год).
3. Расчетные величиныперемещений взяты из расчетов по договору №_________
Представитель специализированной
организации _____________________________________
(должность) (подпись)
Представитель
эксплуатации ТЭС _____________________________________
(должность) (подпись)
Приложение3Данные по наработкам исреднегодовым температурам пара за все годы эксплуатации
___________________________________________________________________________
(наименование рассматриваемого оборудования)
Годы эксплуатации
Среднегодовые параметры по форме 3-тех
Календарная наработка
за истекший год
за все годы
Температура, °С
Давление, МПа
Часы
Пуски
Часы
Пуски
НачальникПТО___________________________________________________________
НачальникКТЦ___________________________________________________________
Начальник лаборатории металлов____________________________________________
Приложение4
_____________________________________________
(электростанция)
ФОРМУЛЯР№_______обследованияэнергооборудования, отработавшего парковый ресурс или дополнительноразрешенное время
Обследование проводилосьво время _______________ ремонта 200___ г.
с ___________________по__________________
Коллекторыкотла___________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
(тип котла, станционный и регистрационный№)
Перепускные трубыкотла_____________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
(тип котла,станционный и регистрационный №)
Паропровод_________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
(принадлежность,марка стали, типоразмер, расчетные параметры)
Турбина____________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
(тип турбины,станционный и регистрационный №)
Перепускные трубы турбины__________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
(тип турбины,станционный и регистрационный №)
Приложение5
Утверждаю:
________________________
«___»_____________200__ г.
План работ на 200__ г. пообследованию металла и сварных соединений тепломеханического оборудования,выработавшего парковый ресурс
Объектконтроля (котел, турбина, станционный трубопровод)
Контролируемыйузел объекта
Контролируемыеэлементы узла
Контрольнаяоперация для данного элемента
Количествоэлементов, подвергаемых контролю
Объеми периодичность контроля; количество (доля), ч
Наработкана момент контроля, ч
Данныепоследнего контроля
Планируемыйна 200__ г. объем
Полноенаименование узла
Маркастали
Типоразмертруб D´S, мм
Годконтроля
Наработкана момент контроля, ч
Количествои номера контролировавшихся элементов
Количествои номера элементов
Приложение6Общие сведения по котлу
Котел типа ___________________________ изготовлен на______________________
Расчетное давление: Расчетнаятемпература:
в барабане _____ кгс/см2 вбарабане _____ °С
на выходе из котла_____ кгс/см2 навыходе из котла ______ °С
Станционный номер
Регистрационный номер
Заводской номер
Дата изготовления, год
Дата пуска, год
Наработка на момент обследования, ч/пуск
Приложение6.1КОЛЛЕКТОРЫКОТЛА(для барабанных котлов, начинаяот барабана, для прямоточных сТ ³ 400 °С)
Наименование ступени перегрева среды накотле
Коллекторы
входные
выходные
Марка стали
Расчетные параметры
Марка стали
Расчетные параметры
кгс/см2
°С
кгс/см2
°С
Приложение6.2ПЕРЕПУСКНЫЕТРУБЫ КОТЛА(для барабанных котлов, начинаяот барабана, для прямоточных сТ ³ 400 °С)
Наименование перепуска (перепускные трубыиз _________ в ________________)
Марка стали
Типоразмер
Расчетные параметры
D, мм
S, мм
кгс/см2
°С
Приложение 7Общие сведения по турбине
Станционный номер
Регистрационный номер
Заводской номер
Дата изготовления, год
Дата пуска, год
Наработка на момент обследования, ч/пуск
Приложение7.1Параметры турбины
Турбина____________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
(тип турбины)
Изготовленав_______________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
(организация-изготовитель)
Расчетные параметры парана входе:
в ЦВД
давление___________________ кгс/см2
температура ________________°С
в ЦСД
давление___________________ кгс/см2
температура________________ °С
в ЦНД
давление___________________ кгс/см2
температура________________ °С
Приложение7.2Результаты контроля металлароторов турбин
Тип ротора
Организация-изготовитель, заводской №
Длина ротора, мм
Наличие прогиба, мм, по годам
Наличие задеваний, механических повреждений
Состояние осевого канала
Последний контроль
Дата, год
Метод
Результат, Установка дефектов
Начальник лабораторииметаллов____________________________________________
НачальникКТЦ___________________________________________________________
Приложение7.3Результаты контроля литыхдеталей
Наименование трубопровода, на которомустановлена литая деталь
Номер схемы
Наименование литой детали
Организация-изготовитель
Dусл
Марка стали
Наработка на момент обследования, ч
Контроль поверхности
Наличие выборок дефектов
Контроль качества заварки выборок
Примечание
Дата, год
Метод контроля, результаты
Длина, мм
Ширина, мм
Глубина, мм
Метод контроля
Оценка качества
Начальник лабораторииметаллов____________________________________________
НачальникКТЦ___________________________________________________________
Приложение7.4Результаты контроля металланасадных дисков
Тип ротора
Номер ступени
Наработка, ч
Визуальный осмотр
Результаты дефектоскопического контроля
Наличие задеваний
Коррозия
Метод контроля
Контролируемая зона
Координаты и размеры дефектов
Начальниклаборатории металлов___________________________________________
(Ф.И.О.,подпись)
НачальникКТЦ___________________________________________________________
(Ф.И.О.,подпись)
Приложение7.5Результаты контроля металларабочих лопаток
Тип ротора
Номер ступени
Наработка, ч
Визуальный осмотр
Результаты дефектоскопического контроля
Наличие коррозии, балл
Наличие механических повреждений
Наличие эрозии и состояние защитных пластин
Состояние бандажа и проволоки
Метод контроля
Зона расположения трещин
Размеры трещин, мм
Начальниклаборатории металлов___________________________________________
(Ф.И.О.,подпись)
НачальникКТЦ___________________________________________________________
(Ф.И.О.,подпись)
Приложение7.6Результаты контроля металла диафрагм
Тип цилиндра
Номер ступени
Наработка, ч
Визуальный осмотр
Результаты дефектоскопического контроля
Наличие задеваний
Наличие коррозии направляющих лопаток
Состояние фиксирующих деталей
Метод контроля
Контролируемая зона
Размеры дефектов
Начальниклаборатории металлов___________________________________________
(Ф.И.О.,подпись)
НачальникКТЦ___________________________________________________________
(Ф.И.О.,подпись)
Приложение7.7Результаты контроляпароперепускных труб турбины
Перепускнаятруба из _ в _
Номерсхемы
Типоразмеры, мм
Радиус гиба, мм
Марка стали
Измерения и контроль сплошности
D
S
Дата
Организация, проводившая контроль. Номерзаключения
Наработка на момент контроля, ч
Толщина стенки растянутой зоны, мм
Максимальная овальность, %
Визуальный осмотр, Установка дефектов
Дефектоскопия
Метод
Установка дефектов
Оценка качества
Начальниклаборатории металлов___________________________________________
(Ф.И.О.,подпись)
Начальник КТЦ___________________________________________________________
(Ф.И.О.,подпись)
Приложение8
Утверждаю:
Главныйинженер__________________
_________________________________
«___»___________________________ г.
АКТприемки паропроводов ТЭС____ послевыполнения планового ремонта в ____ г.
Представительспециализированной организации______________________________
___________________________________________________________________________
(наименование организации, должность, Ф.И.О.представителя)
и представитель эксплуатации_________________________________________________
___________________________________________________________________________
(наименование организации, должность, Ф.И.О.представителя)
удостоверяют:
1.Дефекты, выявленные при проведении обследования технического состояниятрубопроводов и ОПС, устранены. Если дефекты не устранены, должны бытьуказаны мероприятия, которые необходимо провести для устранения дефектов, исроки их проведения.
2. Условия прочностисоблюдаются для всех расчетных участков трубопроводов на расчетный срокэксплуатации ____тыс. ч с параметрами рабочей среды р= ____кгс/см2, t = ____ °С.
3. Отклонения фактическихнагрузок упругих опор от расчетных не превышают допустимых значений,предусмотренных НД. Если эти отклонения превышают допустимые значения, должныбыть указаны причины превышения, а также способы и сроки устранения дефекта.
4. Разницы фактических ирасчетных температурных перемещений по показаниям индикаторов (реперов) непревышают допустимых значений, предусмотренных НД. Если указанные разницыпревышают допустимые значения, должны быть указаны причины превышения, атакже способы и сроки устранения дефекта.
Кроме того, должны бытьвключены (в случае необходимости) мероприятия (со сроками их выполнения) пореконструкции трубопроводов или их ОПС.
Прилагаются:
1. Ведомость дефектовтрубопровода.
2. Расчетная схематрубопровода.
3. Напряжения в сеченияхтрубопровода.
4. Нагрузки на опоры иподвески трубопровода.
5. Результаты контроля затемпературными перемещениями трубопровода.
Представительспециализированной
организации______________________________________________________________
(должность,Ф.И.О., подпись)
Представитель
эксплуатацииТЭС_________________________________________________________
(должность,Ф.И.О., подпись)
Приложение9РЕШЕНИЕпо установлению возможности исроков дальнейшей эксплуатации
___________________________________________________________________________
(коллекторов котла, пароперепускных трубкотла, паропровода _______________, общестанционногоколлектора, турбины, пароперепускных труб турбины)
__________________________г.
Главныйинженер_________________________________________________________
НачальникКТЦ___________________________________________________________
Начальник лабораторииметаллов ___________________________________________
Представитель____________________________________________________________
рассмотрели представленную_______________________________________следующую техническую документацию:
1. Подробная техническаяхарактеристика оборудования
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
2. Подробное Установкауровня технического состояния оборудования на момент обследования
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
Перечисленная техническая документацияи объем работ, проведенных при обследовании, соответствуют требованиямнастоящей ТИ.
Анализ результатов обследования, отраженных впредставленной технической документации, показывает, что качество металла________________________________
___________________________________________________________________________
удовлетворяеттребованиям технических условий, инструкций, циркуляров и других директивныхдокументов.
На основании вышеизложенного решено:
1. Коллекторы котла _____ ст. № _____ считатьпригодными к дальнейшей эксплуатации на ________ часов на расчетныхпараметрах пара с суммарной наработкой _____ часов.
2. Пароперепускные трубы котла _____ ст. № _____считать пригодными к дальнейшей эксплуатации на _____ часов на расчетныхпараметрах пара с суммарной наработкой _____ часов.
3. Паропровод __________ считать пригодным кдальнейшей эксплуатации на _____ часов с параметрами пара Р = ____кгс/см2, Т = _____ °С с суммарной наработкой _____календарных часов (_____ эквивалентных часов).
4. Разрешить дальнейшую эксплуатацию турбины________ ст. № ____ с параметрами пара на входе: Р = ____ кгс/см2,Т = ____ °С на _____ часов с суммарной наработкой _____ календарныхчасов (_____ эквивалентных часов).
5. Пароперепускные трубытурбины ______________________ считать пригодными к дальнейшей эксплуатациина _____ часов с параметрами пара Р = _____ кгс/см2, Т =_____ °С с суммарной наработкой _____ календарных часов (_____эквивалентных часов).
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМЫХ НОРМАТИВНЫХДОКУМЕНТОВ
1. Инструкция по порядкупродления срока службы барабанов котлов высокого давления. М.: Минэнерго России(в печати).
2. Методические указания потехническому диагностированию труб поверхностей нагрева паровых и водогрейныхкотлов с использованием магнитной памяти металла (РД34.17.446-97). М.: НПО «Энергодиагностика», 1997.
3.Методические указания по магнитному контролю металла труб поверхностей нагревакотлов теплоэлектростанций (РД 34.17.451-98). М., 1998.
4.Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурсапароперегревателей котлов электростанций (РД 34.17.452-98). М., 1998.
5. РД 34.17.417. Положения об оценке ресурса, порядке контроля и замены гибовнеобогреваемых труб котлов с рабочим давлением 10 и 14 МПа (П 34-70-005-85).М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.
6.Инструкция по контролю и продлению срока службы паропроводов тепловыхэлектростанций, изготовленных из центробежнолитых труб. М.: Минэнерго России (впечати).
7.Методические указания. Индивидуальный контроль корпусных деталей паровых турбинтепловых электростанций (РД 34.17.436-92). М.: ВТИ, 1995.
8.Методика определения возможности эксплуатации с трещинами и выборками литыхкорпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа (РД 153-34.1-17.458-98).
9.Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячейводы (РД 10-249-98).
10. ОСТ 108.901.102-78.Котлы, турбины и трубопроводы. Методы определения жаропрочности металлов.
11. ГОСТ 9454-78. Металлы. Методы испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатныхи повышенных температурах.
12.Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуальногоресурса паровых турбин и продление срока их эксплуатации сверхпаркового ресурса(РД 34.17.440-96)-М.: АООТ «ВТИ», 1996.
13.Методические указания по проведению акустико-эмиссионного контроляцельнокованых роторов паровых турбин ТЭС (РД153-34.1-17.457-99). М.: ВТИ, 1999.
14. Методика вихретоковогоконтроля лопаток паровых турбин тепловых электрических станций дефектоскопом«Зонд ВД-96» (РД 34.17.449-97). М.: ВТИ, 1997.
15. Методические указания попредотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровыхтурбин в зоне фазового перехода (РД 34.30.507-9263).
16. Инструкция по дефектоскопиигибов трубопроводов из перлитной стали (И. № 23 СД-80). М.: СПО Союзтехэнерго,1981.
17. ОСТ 108.961.02-79. Отливки изуглеродистых сталей для деталей паровых стационарных турбин с гарантированнымихарактеристиками прочности при высоких температурах. Профессиональный условия.
18. ТУ 108.1029-81. Заготовкивалов и роторов паровых турбин.
19. ОСТ 34-70-690-96. Металлпаросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа вусловиях эксплуатации. М.: ВТИ, 1998.
20. ГОСТ 20700-75. Болты, шпильки, гайки и шайбы для фланцевых ианкерных соединений, пробки и хомуты с температурой среды от 0 до 650 °С.Профессиональный условия.
21. ОСТ 108.020.03-82. Заготовкилопаток турбин и компрессоров штампованные из коррозионно-стойкой и жаропрочнойстали. Общие Профессиональный условия.
22. Методические указания опорядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессеизготовления, эксплуатации и ремонта (РД153-34.1-17.462-00). М.: ВТИ, 2000.
23. Сварка, термообработка иконтроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонтеоборудования электростанций (РД153-34.1-003-01) (PTM-1c).
Услуги по монтажу отопления водоснабжения
ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495)744-67-74
Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.
Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.
Отопление от ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ Вид: водяное тут > /otoplenie-dachi.html
Обратите внимание
Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической экспертизе.